Термобарические условия и режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей

Месторождения и залежи, в зависимости от горно-геологических условий характеризуются определёнными значениями пластовых давлений и температур, термобарическими условиями, градиенты которых могут существенно различаться в пределах одного нефтегазоносного региона, а по давлению - даже одного месторождения. На северу Западной Сибири пластовые температуры залежей зависят от температуры и мощности многолетнемерзлых пород (ММП).
Месторождения по величине начального пластового давления делятся на:
- низкого давления- до 6 МПа;
- среднего давления - от 6 до 10 МПа;
- высокого давления - от 10 до 30 МПа;
- сверхвысокого давления - свыше 30 МПа.
Пластовое давление характеризует энергетическое состояние залежи на каждом этапе ее разработки. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее газа в зоне отбора происходит снижение пластового давления.
Пластовое давление в объекте разработки, установленное на определённую дату называется текущим или динамическим пластовым давлением.
Распределение пластового давления изменяется как по площади, так и по разрезу месторождения.
Давление, создаваемое весом залегающих над газом пород называется горным и определяется формулой:
Ргор = 0,1*п*L, (3.1)
где Ргор - горное давление, кгс/см2; п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей, г/см3 (оценочно, п равно 2,5 г/см3); L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление, м.
Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.
Пластовое давление в пласте может отличатся от гидростатического, то есть быть аномально высоким или аномально низким. Причины аномальности Рпл лежат в геологических особенностях строения и формирования горизонтов во времени.
Определить забойное и пластовое давления в газовых скважинах можно по замеренному давление на устье скважины по барометрической формуле.
Точное определение забойного давления в работающих газовых скважинах возможно пересчётом по замеренному затрубному или прямым замером глубинным скважинным манометром.
Определение пластового и забойного давления в газоконденсатных скважинах с содержанием жидкости в потоке газа более 0 г/м3, возможно только прямым замером глубинным скважинным манометром. Расчёт по барометрической формуле, а тем более по движущему столбу, будет приближённым и использовать его в других расчётах не рекомендуется.

Распределение температуры по месторождению и в газовых скважинах.
Влияние температурного фактора при эксплуатации скважин весьма существенно. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов в скважинах и наземных сооружениях, которые перекрывают проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к снижению и даже прекращению подачи газа.
Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как при высоких температурах происходит расширение металла, удлиняются колонны обсадных труб и НКТ, образуются гофры и возможны разрывы в колонне труб.
Изменение температуры по глубине горных пород в простаивающей скважине следует проводить глубинным термометром. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств пород, окружающих ствол скважины.
Распределение температуры в стволе работающей скважины зависит в основном от температуры окружающих пород, диаметра НКТ, дебита и времени эксплуатации. Геотермический градиент – коэффициент увеличения (роста) температуры пласта с увеличением глубины залегания коллектора. Геотермический градиент (Г) - физическая величина, описывающая скорость нагревания Земли, в зависимости от расстояния до поверхности.
Режимы работы пласта
Под режимом работы газовой залежи (пласта) понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим работы существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, а именно: темп отбора, динамику снижения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи, гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы, а также темпа отбора газа из залежи, использование методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных залежей).
Газовый режим (режим расширяющегося газа) характерен для линзовидной залежи. При газовом режиме газонасыщенный объем залежи в процессе разработки не изменяется. Основным источником энергии, способствующим движению газа в системе «пласт—газопровод», является давление, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Упруговодонапорный (водонапорный) режим. Основным источником пластовой энергии при упруговодонапорном режиме работы газовой залежи является напор краевых (подошвенных) вод, а также упругие силы воды и породы.
В большинстве своем газовые залежи в начальный период разрабатываются на газовом режиме. Проявление водонапорного режима обычно отмечается после отбора 20-50% запасов газа из залежи. Обычно при водонапорном режиме частично восстанавливается давление, т. е. темп понижения пластовое давление более медленный, чем при газовом режиме.
При эксплуатации газоконденсатных объектов с целью получения наибольшего количества конденсата иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим путем закачки в пласт сухого газа или воды.
Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации объекта разработки.
Уникальные сеноманские залежи газа на севере Западной Сибири эксплуатируются в условиях активного проявления упруго - водонапорного режима (рис.3.1), так же как и газовые залежи Тимано-Печеры (рис. 3.2). Первые признаки проявления упруговодонапорного режима на залежах отмечаются уже на 3-4 год после ввода скважин в эксплуатацию.
С одной стороны - это отрицательный фактор, который приводит к обводнению скважин и снижению их производительности. С другой - за счет внедрения пластовой воды компенсируются потери пластового давления, частично интенсифицирует выработку запасов залежи. Энергетическое состояние разрабатываемых сеноманских залежей представлено в таблице 3.1.
Табл. 3.1 – Энергетические состояния основных разрабатываемых месторождений (на 01.06.2008 г.)
Месторождение Рпл.нач., МПа Рпл. тек., МПа Руст. тек., МПа
Вынгапуровское 9.93 2.12 1.85
Медвежье 11.34 3.09 2.49
Уренгойское 11.85 5.09 3.08
Ямбургское 11.39 5.09 3.77
Комсомольское 9.61 6.36 5.73
Ямсовейское 9.71 8.16 7.41
Западно-Таркосалинское 10.98 8.6 7.57
Юбилейное 11.1 8.39 7.52


Рис.3.1. Характеристика вытеснения Медвежьего месторождения

Рис.3.2. Характеристика вытеснения Верхне-Омринского и Вой-Вожского месторождений