Газовилучення газового родовища при газовому режимі і методи його збільшення

Рівняння матеріального балансу газового родовища при газовому режимі

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

де — приведений газонасичений поровий об'єм, м³/МПа.

- початковий і середній поточний пластові тиски, МПа;

– атмосферний тиск (0, 1013 МПа);

, - пластова і стандартна температури, К;

- сумарний видобуток газу па момент часу t, зведений до стандартних умов, м³;

— об'єм пор пласта, м³;

— коефіцієнт початкової газонасиченості;

Газовилучення газового родовища при газовому режимі і методи його збільшення

Коефіцієнт газовіддачі родовища (покладу, пласта) β _г характеризує ступінь видобутку газу з родовища і є відношенням кількості видобутого газу Q_ВИД до його початкових запасів Q_{зап п} (це відносна величина і виражається в частинах одиниці або відсотках):

(8.1)

або

(8.2)

де — відповідно початкові і залишкові запаси газу в пласті.

Замість терміна " коефіцієнт газовіддачі" застосовують також рівнозначний йому термін " газовіддача". Розрізняють: поточну і кінцеву газовіддачі, які характеризують відношення видобутого з пласта газу відповідно на даний момент часу чи в кінці розробки родовища до його початкових запасів.

Вираз для розрахунку коефіцієнта газовіддачі можна одержати, використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі

де - початковий поровий об'єм родовища; ) — відповідно початковий і поточний середній пластові тиски, МПа; р _ат — атмосферний тиск, р _а=0, 1013 МПа; Т_пл Т_ст — відповідно пластова і стандартна температури, К; Z_п, Z (р_пл) — коефіцієнти надстисливості газу при пластовій температурі та відповідно при тисках р _п і Р _пл ).

Підставляючи в рівняння (8.2) значення початкових і залишкових запасів газу, можна одержати такі вирази для визначення коефіцієнтів поточної і кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі:

(8.3)

де р_гк; _н і г (р_гкін) — середній кінцевий пластовий тиск, МПа, і відповідний йому ко­ефіцієнт надстисливості газу при температурі Т_пл.

Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск. Значення тиску що відповідає межі рентабельної розробки родовища, знаходять на основі газодинамічних і техніко-економічних розрахунків.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску, МПа, на стадії проектування розробки газового родовища можна використовувати такі залежності:

(8.4)

де Н— середня глибина залягання родовища, м;

(8.5)

; (8.6)

; (8.7)

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі, знайдений з використанням залежностей (8.4) - (8.7), характеризує промислову газовіддачу на момент припинення подачі газу в магістральний газопровід. Як свідчать промислові дані родовищ України, Російської Федерації і США, розробку яких закінчено або вона знаходиться на завершальній стадії, коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі змінюється від 70 до 99%, становлячи в середньому 85 - 90 %.

Методи збільшення газовіддачі. Коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі залежить від геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газу, система розміщення свердловин, необхідний тиск для подачі газу споживачеві) і техніко-економічних умов (відстань до споживача, вимоги до кондиції газу тощо). Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку газу з родовища).

На коефіцієнт газовіддачі найбільш істотно впливає геологічна характеристика родовища. Коефіцієнт зменшується з ростом глибини залягання газоносних відкладів, (а отже, і з ростом початкового пластового тиску), зі збільшенням ступеня неоднорідності колекторських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Аналіз даних родовищ України і Російської Федерації показує, що промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшенням темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу, видобутого з родовища на кінець періоду постійного видобутку буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Значення цих параметрів вибирають, виходячи з техніко-економічних міркувань. Для сповільнення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне уведення в експлуатацію дотискуючої компресорної станції та застосування ефективних методів підготовки газу в умовах понижених тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямками підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

Мінімізації значень пластового тиску сприяють:

1 рівномірне відпрацювання продуктивних відкладів у плані і розрізі, що досягається відповідним розміщенням видобувних свердловин на площі газоносності та повним розкриттям у них газонасичених пропластків;

2 збільшення проникності привибійної зони пласта у випадку низькопроникних порід шляхом застосування методів інтенсифікації припливу газу до вибою свердловин, що дає змогу зменшити втрати тиску по шляху фільтрації газу в пласті та підвищити дебіт свердловин;

3 зменшення гирлового (вибійного) тиску в свердловинах застосуванням компресор них агентів із низьким (близьким до атмосферного) тиском на прийомі чи занурених компресорних агрегатів у глибоких свердловинах.

Для видобутку частини залишкового газу на заключній стадії розробки родовища можна застосовувати як витісняючий агент воду, невуглеводневі гази (азот, вуглекислий і димовий гази, їх суміші та ін.) або проводити спільне закачування води і газу в пласт.

З метою підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовищ, приурочених до тріщинувато-пористих середовищ, які деформуються, необхідно в процесі відбору газу підтримувати пластовий тиск шляхом закачування рідких або газоподібних агентів. Значення тиску нагнітання робочого агента в пласт вибирається мінімально можливим за результатами дослідження свердловин і лабораторних експериментів на моделях пласта, виходячи з попередження зникання тріщин і забезпечення фільтрації газу в тріщинувато-пористому середовищі.