АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Режими родовищ природних газів

Читайте также:
  1. Аналіз розробки нафтових родовищ
  2. Аналіз розробки родовищ природних газів
  3. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
  4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
  5. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
  6. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
  7. Визначення сили як фізичної якості. Режими роботи м'язів при силовому навантаженні
  8. Витікання рідин і газів через штуцер
  9. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
  10. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
  11. Г) відновлюване джерело енергії; доступна практично в будь-якій країні; скорочує рівень викидів парникових газів і сприяє боротьбі зі зміною клімату
  12. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в продуктивні пласти газу, води, пари, розчинів різних речовин і вуг­леводневих розчинників (штучних режимах).

При розробці родовищ на виснаження, без уведення в пласт з поверхні додаткової енергії, трапляються два режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловини відбувається під дією енергії тиску самого газу. Газовий режим характеризується тим, що при відборі газу з родовища початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в газонасичену частину пласта крайової чи підошовної води, яке не чинить помітного впли­ву на процес розробки. У міру зниження пластового тиску газонасичений поровий об'єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, і в результаті випадіння у пласті вуглеводневого конденсату, збільшуватися внаслідок випаровування зв'язаної води, усадки залишкової нафти і розкладання гідратів в газогідратних родовищах або залишатися постійним. Газовий режим переважно спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ природних газів, приурочених до водонапірного басейну об­межених розмірів або з погіршеними колекторськими властивостями пластів (проявом гра­ничного градієнта тиску) в зоні газоводяного контакту.

Більшість родовищ газу розробляється в умовах водонапірного режиму. При водо­напірному режимі газ припливає до вибою свердловин як за рахунок пружної енергії стис­нутого газу, так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження в родови­ще пластової води супроводжується переміщенням газоводяного контакту, що приводить до зменшення газонасиченого перового об'єму і скорочення площі газоносності. Залежно від геологічної будови родовища і умов відбору газу активність прояву водонапірного режиму може бути різною. При повній компенсації відбору газу припливом законтурної води пла­стовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу з пори­стого середовища проходить виключно за рахунок напору пластової води. Цю різновидність водонапірного режиму називають жорстководонапірним режимом. У переважній більшості випадків розробка родовищ, приурочених до пластових водонапірних систем, відбувається при спадаючому пластовому тиску, в умовах прояву пружних властивостей пористого сере­довища і насичуючих його води і газу. Сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль порівняно з іншими джерелами пластової енергії. Тому, виходячи з прийня­тої класифікації режимів по головному (переважаючому) виду енергії, режим розробки га­зових родовищ при спадаючому тиску слід визначати як водонапірний замість терміну пружноводонапірний, який часто застосовується.



Переважно в початковий період розробки газового родовища, приуроченого до пласто­вої водонапірної системи, тиск падає як при газовому режимі. Тривалість даного періоду збільшується з ростом розмірів родовища (площі газоносності), темпу відбору газу і змен­шенням проникності продуктивнх відкладів, особливо в законтурній частині родовища. Сповільнення надходження води в газове родовище може бути також пов'язано з проявом граничного градієнта тиску у водоносному пласті, розгазуванням пластової води при зни­женні тиску, погіршенням проникності пористого середовища в області початкового конту­ру газоносності, розбуханням глин в слабоглинизованих колекторах при контакті їх з кон-

турною водою. Досвід розробки газових родовищ свідчить, що помітний прояв водо­напірного режиму починається після зниження пластового тиску на 3-30 % від початкового значення. З промислової практики також відомі випадки, коли вода надходила тільки на за­ключній стадії розробки родовищ.

При уведенні в пласт з поверхні додаткової енергії реалізуються газовий або водо­напірний режими та їх поєднання. У випадку часткового підтримання пластового тиску ро­довище розробляється на змішаному режимі. В процесі відбору вуглеводнів родовище може послідовно розроблятися на різних режимах.

Визначення режиму за промисловими даними. Для оцінки режиму розробки родовища і особливостей його прояву за промисловими даними будують залеж-ність приве­деного середнього пластового тиску від сумар-ного відбору газу = , де — середньозважений за поточним газонаси-ченим об'ємом перового простору родовища тиск в момент часу — ко-ефіцієнт надстисливості газу при пластовій температурі й тиску ; — сумарний (нагромаджений) видобуток газу з родовища на момент часу приве-дений до стандартних умов.

Рис.7-1. Характерні залежності = для газового по-кладу: 1-при газовому режимі та відсутності деформації колектора; 2 - при га­зовому режимі у випадку деформації колектора; 3-5,7.8- при водонапірному режимі й осередненні пластово-го тиску в межах поточного контура газонос-ності; 6-при водонапірному режимі й осеред-ненні пласто­вого тиску за початковим газонасиченим поровим об'ємом

Для газового режиму у випадку нестисливих колекторів названа залежність є пря­молінійною і відтинає на осі абсцис відрізок, який відповідає початковим запа-сам газу (рис.7.1, лінія 1). Для колекторів, що деформуються при зменшенні плас-тового тиску, ця залежність розміщується вище відповідної лінії при відсутності деформації порід (крива 2), що пояснюється зменшенням в часі порового об'єму покладу. При =0 лінії 1 і 2 сходяться в одну точку.

При водонапірному режимі ця за­лежність в початковий період відбору газу практично збігається з лінією га­зового режиму. Надход-ження води в газонасичену части-ну пласта сповільнює темп падін-ня пластового тиску. Тому з пев-ного моменту часу дана залеж-ність для водонапірного ре­жиму відхиляється від прямої лінії для газового режиму і розміщується вище (крива 3). У заключний пе-ріод відбору газу в зв'язку зі змен-шенням запасів газу в газонасиче-ній частині пласта і викликаного цим зростанням темпу падіння пластового тиску крива 3 перети-нає лінію газового режиму і на­далі проходить нижче, відтинаючи на осі абсцис (відносно лінії газового ре­жиму) відрізок, який відповідає, кількості защемленого газу в обвод­неній зоні.

Зменшення темпу відбору газу в заключний період розробки родовища може призвести до стабілізації пластового тиску (крива 4) або навіть до його збільшення (крива 5) за рахунок зро­стання ступеня компенсації відбору газу припливом законтурної води.

При невеликих розмірах родовища, високій активності пластових вод і низьких темпах відбору газу тиск в процесі розробки, після зниження на деяку величину, може надалі зали­шатись постійним, близьким до початкового значення (крива 8).

У практиці розробки газових родовищ трапляються випадки, коли залежність = є прямолінійною і при водонапірному режимі (крива 7). Однак вона розміщується вище лінії газового режиму 1.

При усередненні поточного пластового тиску в межах початкового газонасиченого поро-вого об'єму (початкового контуру газоносності) названа залежність характеризується лінією 6 і розміщується вище лінії газового режиму 1 і кривої 2 для водонапірного режиму, яка відповідає усередненню пластового тиску в межах поточного контуру газоносності.

У зв'язку з тим, що при водонапірному режимі можливі різні залежності = , в тому числі пряма лінія 7, то для встановлення режи-му родовища і закономірностей обводнення продуктивних відкладів використову-ють додаткові дані. Вони включають таку інформацію: дані про зміну в часі плас-тового тиску (положення статичного рівня води) і вибійної температури в п'єзо-метричних свердловинах; результати промислово-геофізичних досліджень видобу-вних і контрольних свердловин для визначення поточного положення контура га-зоносності та виділення в продуктивному розрізі газонаси-чених і обводнених ін-тервалів; дані про зміну в часі дебітів газу і води, водного фактора, мінералізації і складу пластової води; результати газогідродинамічних досліджень свердло­вин при стаціонарних і нестаціонарних режимах фільтрації; дані про зміну в часі пито-мого видобутку, складу і фізико-хімічних властивостей вуглеводневого конденсату.

Про прояв водонапірного режиму свідчать зменшення тиску (рівня води) і збільшення вибійної температури в п'єзометричних свердловинах, переміщення (підйом) газоводяного контакту, обводнення свердловин, зростання водного фактора, дебітів і добового (місячного) видобутку попутної пластової води, збільшення ії мінералізації і вмісту іонів хлору, калію та інших компонентів. У випадку газоконденсатних родовищ, які розробляються в умовах ре­троградної конденсації вуглеводневої суміші, обводненню свердловин передує збільшення густини, в'язкості та питомого видобутку конденсату в цих свердловинах. Про наближення конденсату до свердловини можна також судити з викривлення кінцевої ділянки кривої відновлення вибійного тиску, обробленої в наггівлогарифмічний системі координат.


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.005 сек.)