Розробка родовища

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. м³/доб. При випробуванні інтервалу 2904-2902 м без встановлення цементного мосту горизонту С-6-7 верхньосерпухівського підярусу отримано приплив газу з дебітом на 8,1 штуцері 193,1 тис. м³/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 звязку 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 звязку 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

ГоризонтКатегоріяПлощагазоносності, тис. м²Ефективна газонасичена товщина, мКоефіцієнт пористостіКоефіцієнт газонасиченостіПочатковий пластовий тиск, атмПоправка на надстисливістьТемпературна поправкаВ-18-19С10,4520,090,903500,9720,765С29,020,090,903500,9720,765С-6-7С10,37510,180,882890,9580,792С23,62510,180,882890,9580,792ВсьогоС1С2

2. Методика проведення розрахунків

При проектуванні розробки газових родовищ визначають зміну в часі сумарного видобутку газу Qвид.(t), темпу відбору (річного відбору) газу Qр.(t), дебіту свердловин q(t), потрібної кількості свердловин n(t), середнього пластового тиску пл.(t), вибійного тиску Рвиб.(t) і тиску на усті свердловини Рр.(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 розвязки. 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 Pk.(t) на межі питомого об'єму дренування радіусом Rk. Розрахунки показують, що максимальна різниця між пл.(t) і Pk.(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 Pk.(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.

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

пл.(t) = ·Zпл, (1)

де ?*= (2)

Ро, пл.(t) - початковий і середній поточний пластовий тиски, МПа; zо, z(пл.) - коефіцієнти надстисливості, безр.; Qвид.(t) - сумарний видобуток газу на момент часу t, зведений до стандартних умов, м³;

?* - наведений газонасичений поровий об'єм, м³/МПа.

. Рівняння припливу газу до середньої свердловини:

, (3)

де Рвиб.(t) - поточний вибійний тиск, МПа;(t) - поточний дебіт середньої свердловини, наведений до стандартних умов, тис. м³/добу;

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

. Вираз для технологічного режиму експлуатації свердловин.

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

Рр.= , МПа; (4)

де (5)

(6)сер.= f [Pсер.(t), Тсер.];

, МПа; (7)

Тср. =, К (8)

де, ?г - відносна густина газу;- довжина колони ліфтових труб (відстань від устя свердловин до середині інтервалу перфорації), м;

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

Тсер. - середня температура в стовбурі свердловини, МПа;

Тр., Твиб. - температура відповідно на гирлі й вибої свердловини, К;внутр. - внутрішній діаметр колони ліфтових труб, см;

l - 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

.Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу:

(9)

де Dt = t - tn-1;- кількість свердловин на початок розрахунків;вид.(tn-1), q(tn-1) - відповідно сумарний видобуток газу й дебіт середньої свердловини на попередній момент часу tn-1;

.Визначаємо поточний середній пластовий тиск пл.(t):

пл.(t)= · Zпл (10)

8.Знаходимо поточний вибійний тиск Рвиб.(t):

Рвиб.(t)= . (11)

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

Рр..(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

КомпонентиВміст Х, об.%Ткр', КРкр', кгс/см²?¯плТкр'·ХРкр'·Х?¯пл·Х12345678Метан92,395190,5546,950,6679176,0643,40,6171Етан4,224305,4349,761,26312,92,100,0534Пропан0,569369,8243,331,8722,100,250,0107Ізо-бутан0,046408,1337,192,51850,1880,0170,0012Н-бутан0,141425,1638,712,51850,60,0550,0036Ізо-пентан0,018460,3934,483,2210,0850,0070,0006Н-пентан0,019469,6534,353,2210,0890,0070,0006Гексан0,01507,3530,723,5830,0510,0030,0004Азот1,094126,2634,651,16511,380,380,0128Двоокис вуглець1,452304,2075,271,8424,421,10,0268Гелій0,0325,22,340,1660,0020,0070,00005Всього100?197,87?47,8 або 4,64 МПа?0,7273

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

ПараметриОдиниці виміруЗапаси газу на дату розрахунків209 млн. м³Поточний пластовий тиск, Рпл.поч..34,49 МпаПластова температура, Тпл.371 КУстьова температура, Ту293 КФільтраційні параметри:А0,532 (МПа)2/тис. м³/добВ0,00237 (МПа/тис. м³/доб)2Глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації), LНКТ2903 мКоефіцієнт газодинамічного опору, ?0,49Діаметр НКТ, dвн62 ммКоефіцієнт експлуатації свердловини0,9

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

Розрахунок «контрольних точок» q= 105 тис. м³/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:

Рпр= = = 7,17 (13)

Тпр= = = 1,67 (14)

1,61,671,77,150,9530,9727,170,95420,96750,97327,20,9560,975поч.=0,9675

Знаходимо поточний вибійний тиск за формулою:

Рвиб=33,28 МПа

Визначаємо поточну депресію на пласт:

?Р=Рпл. - Рвиб. = 34,49-33,28 = 1,21 МПа;

Знаходимо поточний тиск на усті свердловини за формулою:

Рр..(t) = =

Значення S розраховуємо за формулою:

S= 0,03415·= 0,03415· =0,187;

Тср. = = = 330,5 К

Значення розраховуємо за формулою:

Значення розраховуємо за формулою:

=МПа

Рпр= = = 4,84

Тпр= = = 1,67

1,61,671,74,800,8380,8724,840,83960,86280,87284,850,8400,873

Zпоч.=0,8628

При Рр.(t) = 22,65 МПа, уточнюємо Zср., S, :

S= 0,03415·= 0,03415· =0,21

Рр..(t) = =

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

Рпл. = 34,49 МПа; q= 105 тис. м³/добу.

Рвиб. = 33,28 МПа;

?Р= 1,21 МПа;

Рр. = 22,59 МПа;

Розрахунок 2-ої контрольної точки

.Визначаємо сумарний відбір газу на кінець 2013 року:

2.Визначаємо поточний середній пластовий тиск методом ітерації:

пл.(t)= · Zпл = ·1,017 = 28,79 МПа

?*= =

Рпр.= = 6,2

Тпр.=1,87

1,81,871,96,20,9540,96730,973сер. = 0,9673

пл.(t)=·0,9673=27,38 МПа;

Рпр.= = 5,9

Тпр.=1,87

Zсер. = 0,9567

пл.(t)= = ·0,9567=27,08 МПа;

Знаходимо поточний вибійний тиск з формули:

Рвиб=

Визначаємо поточну депресію на пласт:

?Р=Рпл. - Рвиб. = 27,08 - 25,52 = 1,56 МПа.

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

=МПа

Рпр= = = 5,19

Тпр= = = 1,67

1,61,671,75,150,8510,8845,190,85260,87570,88565,20,8530,886сер. = 0,8757

S= 0,03415·= 0,03415· =0,207

Рр..(t) = =

=МПа

Рпр= = = 4,41

Тпр= = = 1,67

1,61,671,74,40,8260,8624,410,82620,85140,86224,450,8270,863свердловина видобуток родовище розробка

Zсер. = 0,8514

S= 0,03415·= 0,03415· =0,213

Рр..(t)=МПа

=МПа

Рпр= = = 4,42

Тпр= = = 1,67

Zсер. = 0,8513

S= 0,03415·= 0,03415· =0,213

Рр..(t) = МПа

Визначаємо остаточно Рвиб = 14,5

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

Рпл. = 27,08 МПа; q= 105 тис. м³/добу.

Рвиб. = 25,52 МПа;

?Р = 1,56 МПа;

Рр. = 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. м³/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 Рр=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. м³ до 0,4 млн. м³(у 2033 р.).

Сумарний видобуток газу за 16 років розробки покладу складе 186,7 млн. м³ (або 89,3% від початкових запасів, які становлять 209 млн. м³).

Список літератури

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

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

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

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