Розробка родовища

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Коротка геолого-промислова характеристика родовища та експлуатаційного об`єкта (горизонту)

Васищівська площа в адміністративному відношенні розташована на території Харківського району на відстані 10 км від м. Харкова. В трьох кілометрах на схід розташоване Безлюдівське родовище.

Свердловина 1 пробурена у склепінній частині Васищівської структури з метою пошуку покладів газу у відкладах нижнього карбону.

При випробуванні в свердловині горизонту В-18-19 в інтервалі 3278-3270 м отримано приплив газу. Дебіт газу на 5 мм штуцері склав 10,1 тис. мі/доб. При випробуванні інтервалу 2904-2902 м без встановлення цементного мосту горизонту С-6-7 верхньосерпухівського під'ярусу отримано приплив газу з дебітом на 8,1 штуцері 193,1 тис. мі/добу. Решта пластів нижнього карбону представлена водоносними та щільними пластами.

Умовна схема конструкції свердловини 1 з основними результатами по випробуванню продуктивних горизонтів приведена на рисунку 1.1.

Таким чином, в результаті випробування свердловини 1 відкрито Васищівське родовище. Запаси газу ще не підраховувалися і на держбаланс не бралися.

За даними ДП «Полтаванафтогазгеологія» щодо відкладів нижнього карбону Васищівська структура являє собою напівантикліналь, яка з півночі обмежена незгідним скидом амплітудою до 150 м. Розміри структури - 9,0 1,5 км, амплітуда досягає 200 м. Горизонт В-18-19 літологічно представлений пісковиком загальною товщиною 8 м, із пористістю 9% і газонасиченістю 90%. Горизонт С-6-7 складений пісковиком загальною товщиною 5 м, пористістю 18% і газонасиченістю 88%.



Рис. 1. Умовна схема конструкції та результати випробування свердловини №1 Васищівського ГКР

Враховуючи низькі колекторські властивості і, як наслідок, низьку продуктивність, коефіцієнт газовіддачі по гор. В-18-19 буде низьким. Тому основним працюючим інтервалом буде гор. С-6-7. Саме для нього буде здійснено проектування показників розробки. На рисунку 1.2 наведено ситуаційний план з нанесенням місця розташування свердловини 1, на рисунку 1.3 - карту розробки гор. С-6-7, на рисунку 1.4 - геологічний профіль.



Рис. 2. Ситуаційний план з нанесенням місця розташування свердловини 1

Рис. 3 - Васищівська площа. Карта розробки горизонтів С-6-7

В зв'язку з тим, що запаси газу на держбаланс не зараховані, проектування здійснюється згідно результатів попередньої оцінки запасів, які можуть дренуватися свердловиною 1.



Рис. 4 - Васищівське родовище. Геологічний профіль

Слід зазначити, що за єдиною на площі свердловиною 1 побудувати достатньо впевнену геологічну модель покладів, що розглядаються, неможливо.

Проведене співставлення продуктивних горизонтів у свердловині 1 з сусідніми Безлюдівським родовищем та Денисівською площею показало, що горизонти С-6-7 і С-18-19 характеризуються невитриманістю колекторів за площею, і тому, при підрахунку запасів газу категорії С₁ площа газоносності обмежена з півночі радіусом дренування 500 м, а з півдня - умовним контуром газоносності, що відповідає абсолютній відмітці нижніх отворів інтервалу перфорації. У зв'язку з тим, що залягання продуктивних горизонтів може бути лінзоподібним, до розрахунку запасів по горизонтах В-18-19 і С-6-7 взято 50% ефективної товщини, яка визначена за даними ГДС. Решта параметрів також прийняті за даними ГДС. Крім того, оцінені перспективні запаси газу (категорія С₂), які можуть бути прирощені після буріння пошукової свердловини 2. Доцільно пробурити свердловину 2 найближчим часом.

Результати оцінки запасів газу наведені у таблиці 1

Таблиця 1 - Підрахункові параметри та результати оцінки запасів газу по свердловині 1 Васищівського ГКР

Горизонт	Категорія	Площагазоносності, тис. мІ	Ефективна газонасичена товщина, м	Коефіцієнт пористості	Коефіцієнт газонасиченості	Початковий пластовий тиск, атм	Поправка на надстисливість	Температурна поправка
В-18-19	С1	0,45	2	0,09	0,90	350	0,972	0,765
	С2	9,0	2	0,09	0,90	350	0,972	0,765
С-6-7	С1	0,375	1	0,18	0,88	289	0,958	0,792
	С2	3,625	1	0,18	0,88	289	0,958	0,792
Всього	С1
	С2

2. Методика проведення розрахунків

При проектуванні розробки газових родовищ визначають зміну в часі сумарного видобутку газу Q_вид.(t), темпу відбору (річного відбору) газу Q_р.(t), дебіту свердловин q(t), потрібної кількості свердловин n(t), середнього пластового тиску _пл.(t), вибійного тиску Р_виб.(t) і тиску на усті свердловини Р_р.(t).

Ці показники можна знайти за допомогою інтегрування диференціального рівняння неусталеної фільтрації газу при відповідних граничних умовах. У зв'язку з нелінійністю даного рівняння відсутні його точні аналітичні розв'язки. Тому для розрахунку основних показників розробки газових родовищ запропоновані різні наближені методи. Серед них при проведенні інженерних розрахунків широко застосовується метод послідовної зміни стаціонарних станів. Істотним положенням даного методу є прийняте припущення про рівність при радіальній фільтрації газу до свердловини середньозваженого за газонасиченим поровим простором питомого об'єму дренування свердловини тиску _пл.(t) значенню тиску P_k.(t) на межі питомого об'єму дренування радіусом R_k. Розрахунки показують, що максимальна різниця між _пл.(t) і P_k.(t) не перевищує 1-5%. Дане припущення дає змогу при розрахунках показників розробки газових родовищ для газового режиму використовувати рівняння припливу газу до свердловини, замінивши невідому величину контурного тиску P_k.(t) в момент часу t величиною середнього пластового тиску в зоні дренування свердловини _пл.(t), а при рівномірному розміщенні свердловини - середнім тиском у покладі в той же момент часу.

При розрахунку основних показників розробки газового родовища при газовому режимі у випадку рівномірного розміщення свердловин будемо використовувати такі формули й залежності.

1. Рівняння матеріального балансу для газового покладу при газовому режимі, що записується у вигляді:

_пл.(t) = ·Z_пл, (1)

де ?^*= (2)

Р_о, _пл.(t) - початковий і середній поточний пластовий тиски, МПа; z_о, z(_пл.) - коефіцієнти надстисливості, безр.; Q_вид.(t) - сумарний видобуток газу на момент часу t, зведений до стандартних умов, мі;

?^* - наведений газонасичений поровий об'єм, мі/МПа.

2. Рівняння припливу газу до середньої свердловини:

, (3)

де Р_виб.(t) - поточний вибійний тиск, МПа;

q(t) - поточний дебіт середньої свердловини, наведений до стандартних умов, тис. мі/добу;

А(t), В(t) - коефіцієнти фільтраційних опорів для середньої свердловини в момент часу t,.

3. Вираз для технологічного режиму експлуатації свердловин.

4. Рівняння зв'язку вибійного тиску Р_виб.(t), тиску на усті свердловини Р_р.(t) і дебіту газу q(t) (формула Адамова):

Р_р.= , МПа; (4)

де (5)

(6)

Z_сер.= f P_сер.(t), Т_сер.;

, МПа; (7)

Т_ср. =, К (8)

де, с_г - відносна густина газу;

L - довжина колони ліфтових труб (відстань від устя свердловин до середині інтервалу перфорації), м;

Р_сер.(t) - середній тиск у стовбурі свердловини, МПа;

Т_сер. - середня температура в стовбурі свердловини, МПа;

Т_р., Т_виб. - температура відповідно на гирлі й вибої свердловини, К;

d_внутр. - внутрішній діаметр колони ліфтових труб, см;

- коефіцієнт гідравлічного опору, залежить від режиму руху газу й характеру поверхні стінок труб.

Режим заданого (переважно постійного) дебіту свердловини застосовують звичайно у початковий період розробки родовища.

5. Задаємося рядом послідовних значень часу t

6. Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу:

(9)

де t = t - t_n-1;

n - кількість свердловин на початок розрахунків;

Q_вид.(t_n-1), q(t_n-1) - відповідно сумарний видобуток газу й дебіт середньої свердловини на попередній момент часу t_n-1;

7. Визначаємо поточний середній пластовий тиск _пл.(t):

_пл.(t)= · Z_пл (10)

8. Знаходимо поточний вибійний тиск Р_виб.(t)_:

Р_виб.(t)= . (11)

9. Знаходимо поточний тиск на усті свердловини Р_р..(t):

Р_р..(t) = (12)

3. Обгрунтування вихідних параметрів роботи середньої свердловини й інших вихідних даних для проектування розробки

Для визначення основних показників розробки газового родовища при газовому режимі необхідно мати такі вихідні дані: початкові запаси газу; початковий пластовий тиск і пластову температуру; поточний пластовий тиск; склад газу або його відносну густину; колекторські властивості продуктивних пластів і зміна їх за площею газоносності й розрізом; конструкцію пробурених видобувних свердловин (глибину, діаметр експлуатаційної колони й розміщення інтервалу перфорації); конструкцію колони ліфтових труб (діаметр і глибину спуска); результати газодинамічних досліджень свердловин щодо визначення коефіцієнтів фільтраційних опорів, граничних депресій на пласт і допустимих відборів газу; поточні параметри роботи свердловин (дебіти газу, тиску на усті і вибої); сумарний відбір газу з родовища; умови підготовки й подачі газу споживачеві, мінімально допустимий тиск на гирлі свердловин; характеристику споживача й обґрунтування відбору газу з родовища.

Склад газу горизонту С-6-7 Васищівського ГКР та результати визначення критичних параметрів та відносної густини наведено в таблиці 2

Таблиця 2 - Склад газу горизонту С-6-7 Васищівського ГКР та результати визначення критичних параметрів та відносної густини

Компоненти	Вміст Х, об.%	Ткр', К	Ркр', кгс/смІ	сЇпл	Ткр'·Х	Ркр'·Х	сЇпл·Х
1	2	3	4	5	6	7	8
Метан	92,395	190,55	46,95	0,6679	176,06	43,4	0,6171
Етан	4,224	305,43	49,76	1,263	12,9	2,10	0,0534
Пропан	0,569	369,82	43,33	1,872	2,10	0,25	0,0107
Ізо-бутан	0,046	408,13	37,19	2,5185	0,188	0,017	0,0012
Н-бутан	0,141	425,16	38,71	2,5185	0,6	0,055	0,0036
Ізо-пентан	0,018	460,39	34,48	3,221	0,085	0,007	0,0006
Н-пентан	0,019	469,65	34,35	3,221	0,089	0,007	0,0006
Гексан	0,01	507,35	30,72	3,583	0,051	0,003	0,0004
Азот	1,094	126,26	34,65	1,1651	1,38	0,38	0,0128
Двоокис вуглець	1,452	304,20	75,27	1,842	4,42	1,1	0,0268
Гелій	0,032	5,2	2,34	0,166	0,002	0,007	0,00005
Всього	100				У197,87	У47,8 або 4,64 МПа	У0,7273

Необхідні вихідні дані для проектування показників розробки гор. С-6-7 Васищівського ГКР наведені в таблиці 3

Таблиця 3 - Вихідні дані для проектування показників розробки гор. С-6-7 Васищівського ГКР

Параметри	Одиниці виміру
Запаси газу на дату розрахунків	209 млн. мі
Поточний пластовий тиск, Рпл.поч..	34,49 Мпа
Пластова температура, Тпл.	371 К
Устьова температура, Ту	293 К
Фільтраційні параметри:
А	0,532 (МПа)2/тис. мі/доб
В	0,00237 (МПа/тис. мі/доб)2
Глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації), LНКТ	2903 м
Коефіцієнт газодинамічного опору, л	0,49
Діаметр НКТ, dвн	62 мм
Коефіцієнт експлуатації свердловини	0,9

4. Розрахунок показників розробки газового родовища при режимі заданого дебіту свердловини (q=соnst)

Розрахунок «контрольних точок» q= 105 тис. мі/добу.

«Контрольна точка» - станом на кінець 2013 року.

Розрахунок 1-ї контрольної точки

Приведені параметри пластового газу визначені як відношення тиску і температури до їх критичних значень:

Р_пр= = = 7,17 (13)

Т_пр= = = 1,67 (14)

	1,6	1,67	1,7
7,15	0,953		0,972
7,17	0,9542	0,9675	0,9732
7,2	0,956		0,975

Z_поч.=0,9675

Знаходимо поточний вибійний тиск за формулою:

Р_виб=33,28 МПа

Визначаємо поточну депресію на пласт:

?Р=Р_пл. - Р_виб. = 34,49-33,28 = 1,21 МПа;

Знаходимо поточний тиск на усті свердловини за формулою:

Р_р..(t) = =

Значення S розраховуємо за формулою:

S= 0,03415·= 0,03415· =0,187;

Т_ср. = = = 330,5 К

Значення розраховуємо за формулою:

Значення розраховуємо за формулою:

=МПа

Р_пр= = = 4,84

Т_пр= = = 1,67

	1,6	1,67	1,7
4,80	0,838		0,872
4,84	0,8396	0,8628	0,8728
4,85	0,840		0,873

Z_поч.=0,8628

При Р_р.(t) = 22,65 МПа, уточнюємо Z_ср., S, :

S= 0,03415·= 0,03415· =0,21

Р_р..(t) = =

Поточний технологічний режим на початок розрахунків (на 1.01.2013 р.) складає:

Р_пл. = 34,49 МПа; q= 105 тис. мі/добу.

Р_виб. = 33,28 МПа;

?Р= 1,21 МПа;

Р_р. = 22,59 МПа;

Розрахунок 2-ої контрольної точки

1. Визначаємо сумарний відбір газу на кінець 2013 року:

2. Визначаємо поточний середній пластовий тиск методом ітерації:

_пл.(t)= · Z_пл = ·1,017 = 28,79 МПа

?^*= =

Р_пр.= = 6,2

Т_пр.=1,87

	1,8	1,87	1,9
6,2	0,954	0,9673	0,973

Z_сер. = 0,9673

_пл.(t)=·0,9673=27,38 МПа;

Р_пр.= = 5,9

Т_пр.=1,87

Z_сер. = 0,9567

_пл.(t)= = ·0,9567=27,08 МПа;

Знаходимо поточний вибійний тиск з формули:

Р_виб=

Визначаємо поточну депресію на пласт:

?Р=Р_пл. - Р_виб. = 27,08 - 25,52 = 1,56 МПа.

3. Визначаємо поточний тиск на головці свердловини Р_р(t).:

=МПа

Р_пр= = = 5,19

Т_пр= = = 1,67

	1,6	1,67	1,7
5,15	0,851		0,884
5,19	0,8526	0,8757	0,8856
5,2	0,853		0,886

Z_сер. = 0,8757

S= 0,03415·= 0,03415· =0,207

Р_р..(t) = =

=МПа

Р_пр= = = 4,41

Т_пр= = = 1,67

	1,6	1,67	1,7
4,4	0,826		0,862
4,41	0,8262	0,8514	0,8622
4,45	0,827		0,863

свердловина видобуток родовище розробка

Z_сер. = 0,8514

S= 0,03415·= 0,03415· =0,213

Р_р..(t)=МПа

=МПа

Р_пр= = = 4,42

Т_пр= = = 1,67

Z_сер. = 0,8513

S= 0,03415·= 0,03415· =0,213

Р_р..(t) = МПа

Визначаємо остаточно Р_виб = 14,5

Поточний технологічний режим на кінець розрахунків (на кінець 2013 р.) складає:

Р_пл. = 27,08 МПа; q= 105 тис. мі/добу.

Р_виб. = 25,52 МПа;

?Р = 1,56 МПа;

Р_р. = 14,5 МПа;

Динаміка річного, накопиченого видобутку та пластового тиску та динаміка технологічних параметрів експлуатації свердловини наведені на рис. 1.5, 1.6 відповідно.



Висновки

Розрахунок показників видобування газу з покладу горизонту С-6-7 Васищівського ГКР виконано для режиму заданої дебіту (q=105 тис. мі/добу).

Протягом 2013 року поклад розробляється на режимі заданого дебіту, при цьому пластовий тиск знижується з початкового 34,49 МПа до 27,08 МПа, при зростанні депресії з 1,21 МПа (на початку розробки) до 1,56 МПа, та зниження робочого тиску з 22,59 МПа до 14,5 МПа, а також, при зниженні вибійного тиску з 33,28 МПа до 25,52 МПа.

З 2014-2021 рр. розробку покладу передбачено проводити на режимі заданої депресії (Р=1,56 МПа) з подальшим переходом (2018 р.) на режим заданого Р_р=0,8.

При цьому варіанті депресія свердловини за розглянутий період знижується з 1,21 МПа до 0,07 МПа (у 2040 році). Вибійні тиски на протязі всього розглянутого періоду знижуються з 33,28 МПа до 0,96 МПа та дозволяють підтримувати досить високий робочий тиск на рівні 22,59-0,80 МПа.

Річний видобуток також рівномірно зменшується з 34 млн. мі до 0,4 млн. мі(у 2033 р.).

Сумарний видобуток газу за 16 років розробки покладу складе 186,7 млн. мі (або 89,3% від початкових запасів, які становлять 209 млн. мі).

Список літератури

1. Методичні вказівки до курсового проекту «Проектування показників розробки газового родовища»

2. Гриценко А.І., Алієв З.С., Єрмілов В.В., Зотов Г.А., «Руководство по иследованию скважин».-М.:Наука 1995,523 с.

3. Довідник з нафтової справи / За заг. докторів технічних наук В.С. Бойка, Р.М. Кондрата-К.:Львів, 1996,620 с.

4. «Правила разработки газових и газоконденсатных месторождений». М.:Недра, 1971.-104 с.

Размещено на Allbest.ru