Разработка многопластовых месторождений

Введение

Задачка разработки значительно осложняется при  необходимости отбирать газ из многопластового  месторождения либо группы месторождений  рассматриваемой газоносной провинции. В этом случае приходится разглядывать очередность разработки отдельных  пластов и месторождений, распределение  отборов, способности и методы совместной эксплуатации разных объектов.

             Многопластовые газовые месторождения можно подразделить на два главных вида: 1) исходные пластовые давления в каждом из пластов приблизительно соответствуют давлению гид-ростатического столба воды; 2) изначальное давление в горизонтах различается на давление, соответственное весу столба газа, в этом случае единая залежь разделена по высоте пере-мычками, с помощью которых горизонты могут сообщаться либо быть изолированными.

             Разрабатывать многопластовые месторождения  можно раздельно скважинами, пробуренными  на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные  горизонты. При раздельной эксплуатации  для экономии числа скважин  нередко осуществляют эксплуатацию  с помощью разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего — в кольцевое место.

             Многопластовые месторождения можно  разрабатывать разными системами.  Рассмотрим главные из их.

1 . Система сверху  вниз. Сначала разрабатывают верхние  горизонты, а в следующем —  наиболее глубочайшие. Используют  ее в случае, ежели запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов соединено со значительными финансовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с крайних ожидается незначимый. При всем этом следует учить возможность использования добывающих скважин верхнего горизонта для следующего добуривания их на нижележащие.

Время от времени  для месторождения второго вида при наличии аномально больших  давлений, т.е. когда давление в верхних  пластах выше гидростатического, а  в нижних приближается к гидростатическому, проходка скважин затруднена, потому что требуется утяжеление глинистого раствора баритом либо гематитом с целью предотвращения выбросов при вскрытии верхних горизонтов. Следующее вскрытие нижних горизонтов тем же веществом может привести к значительному поглощению глинистого раствора и засорению призабойной зоны. В итоге резко ухудшится продуктивная черта и уменьшатся рабочие дебиты по скважинам, пробуренным на нижние горизонты.

           В этом случае время от времени  целенаправлено начинать разработку верхних горизонтов до понижения в их давления до гидростатического. Это дозволит разбурить нижележащие горизонты без осложнений и приступить к разработке пласта без спуска доборной промежной обсадной колонны.

2. Система снизу  вверх. Сначала разрабатывают  нижние горизонты, а потом верхние.  Используют ее традиционно для  мно- гопластовых месторождений первого вида и когда запасы газа в нижних горизонтах существенно превосходят запасы верхних горизонтов, давление в каких недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителями. Не считая того, эту систему разработки можно применять для

снижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося  от верхнего на вес столба газа, т.е. когда место-

рождение первого  вида можно перевоплотить во 2-ой.

Опосля этого  можно сразу эксплуатировать  верхние и нижние горизонты, что  дозволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие при последующей их разработке.

           При разработке по системе  снизу вверх скважинами, сначала эксплуатировавшими нижние пласты, опосля цементирования в их низа колонны и следующей перфорации либо опосля установки разобщителей нередко можно также эксплуатировать верхние горизонты. 

3. Одновременная  система разработки верхних и  нижних горизонтов быть может  осуществлена как раздельной  эксплуатацией скважин с каждого  горизонта, так и совместной  эксплуатацией с применением  разобщителей либо без их в одной скважине. Эта система недопустима при практическом равенстве предельных удельных энергосберегающих дебитов, отнесенных к единице вскрытой толщины каждого гори-

зонтика. Система  разработки скважинами всех горизонтов более комфортна для месторождений  второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно использовать в случае, когда состав газа по разным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские характеристики также приблизительно схожи, что не приводит к резкому различию максимально допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин вследствие скорого обводнения 1-го из горизонтов.

При отсутствии обрисованных критерий таковая эксплуатация ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгодной. К  примеру, в верхнем пласте могут  быть получены высочайшие дебиты при  больших депрессиях на пласт, потому что пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхловатыми  породами и может эксплуатироваться  лишь при маленьких депрессиях. Разработка этих 2-ух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будет  допустить высочайшие депрессии, потому что произойдет разрушение нижнего  пласта, а следовательно, не будет эффекта от эксплуатации их в одной скважине без разделения.

               При эксплуатации в одной скважине  сразу нескольких горизонтов  месторождений первого вида, когда  давления различаются меж собой  на давление гидростатического  столба воды, может появиться  переток газа из одних горизонтов в остальные. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Потому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения большего дебита следует учесть все причины в данных конкретных критериях.

               Одновременная разработка с разобщителями либо отдельными скважинами дозволяет обширно применять эжекцию газа для повышения давления газа, приобретенного из пластов с низким давлением. Выбор системы разработки зависит от почти всех причин: давления, запасов газа, характеристик пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, также от состава газа. Ежели в одних пластах содержится в газе сероводород, а в остальных он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него необходимы отдельные газосборные сети. Ежели в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижних существенное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут разными.

           Выбор системы разработки определяется  исходя из техни-ческо-экономических характеристик. Для решения задачки разработки группы газовых месторождений либо многопластовых месторождений строят математические и гидродинамические модели, обширно употребляют современную вычислительную технику для компьютерного моделирования процесса разработки.

Разработка вновь  открываемых месторождений проектируется  с учетом как имеющейся системы  магистральных газопроводов и месторождений, так и плана ее развития. Более  сложной задачей в этом случае является прогнозирование открытия новейших месторождений, которую решают на базе обработки уже имеющихся геологических данных способами статистики и теории вероятностей.

Опосля установления отборов газа по отдельным залежам, периодов нарастающей, неизменной и  падающей добычи выбирают сбалансированный вариант разработки методом проведения соответственных гидро-, газо- и термодинамических расчетов и анализа приобретенных результатов.

Условия движения газа и соответственно уравнения, его  описывающие, различны в отдельных  звеньях данной системы. В связи с сиим газогидродинамические расчеты сводятся к совместному решению дифференциальных уравнений, описывающих движение газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам, течение газа по стволу скважины и в газосборной системе, также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.

В том случае, когда фильтрационные и прочностные  характеристики приблизительно схожи, имеется возможность обеспечения  работы всех интервалов, и в процессе разработки газовых залежей многопластовых месторождений проявляется газовый  режим, их, обычно, допустимо разрабатывать  по единой сетке скважин, вскрывающих  все залежи единым фильтром. При  проявлении водонапорного режима решение  вопросца о объединении залежей в совместные объекты эксплуатации осложняется. Ежели каждый продуктивный горизонт многопластовых месторождений дренируется персональной сетью скважин, то расчеты главных характеристик разработки фактически не различаются от подобных расчетов для однопластовых месторождений как при газовом, так и при водонапорном режиме.

                При разработке газовых залежей  многопластового месторождения  по личным сеткам скважин значительно  облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, существенно может возрасти компонентоотдача, но, естественно, требуется большее число скважин, нужных для разработки месторождения. При объединении нескольких залежей многопластового газового месторождения в один объект разработки требуется существенно меньше финансовложений в основном за счет понижения числа эксплуатационных скважин, что обусловливает отсрочку использования части капитальных вложений по времени.

             Отрицательными факторами объединения  нескольких залежей в единый  объект эксплуатации являются:

усложнение контроля за разработкой залежи;

возникновение опасности избирательного опережающего продвижения пластовых вод по более проницаемым пластам и прослоям;

появление критерий для перетоков газа;

поглощение бурового раствора при добуривании эксплуатационных скважин на поздних шагах разработки многопластового месторождения.

Под комбинированной  системой разработки понимается таковая, когда несколько газоносных пластов  в ряде скважин вскрываются как  единый объект эксплуатации, в остальных  же скважинах вскрывается наименьшее число этих пластов либо единичные  пласты.                                                 Остановимся на факторах, препятствующих объединению отдельных продуктивных горизонтов многопластовых месторождений природных газов в единые эксплуатационные объекты. К ним сначала относятся:                       1 ) резкое различие физико-химических параметров природных газов, к примеру, наличие в какой-то из них сероводорода либо существенное (по сопоставлению с иными залежами) содержание конденсата и т.д.;                       2) резкое различие исходных пластовых давлений в залежах;                           3) разные режимы залежей — газовый и водонапорный;                                    4) продуктивные горизонты представлены разными по проницаемости коллекторами;                                                                                                           5) различие в предельных удельных энергосберегающих дебитах, приходящихся на единицу толщины пласта.

Многопластовые  газовые месторождения  могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся  такие месторождения, в которых начальные  пластовые давления в каждом из пластов  примерно соответствуют  давлению гидростатического  столба воды; ко второму  виду относятся те, в которых начальное  давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее  весу столба газа. В  этом случае единая залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.

Эксплуатировать многопластовые месторождения  можно раздельно  скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для  экономии числа скважин  часто осуществляют эксплуатацию при  помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта — в затрубное пространство.

В результате рационального  расчленения и  выделения эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях обеспечивается увеличение извлекаемых  запасов, их эффективная  выработка из вскрытых пластов, существенное увеличение дебитов  скважин и, как  следствие, повышение  коэффициента извлечения нефти (КИН). В разработку новых технологий и техники инвестируются  значительные капитальные  средства, которые  в перспективе  быстро окупятся и  обеспечат высокие  прибыли.

В зарубежной практике разработки месторождений  при вскрытии скважинами двух или нескольких продуктивных пластов  чаще всего применяют  либо одновременную  эксплуатацию этих пластов  по одной, общей для  всех них  колонне  труб, либо эксплуатацию каждого из пластов  по отдельной колонне  труб малого диаметра. Существующие конструкции  подземного оборудования для эксплуатации многопластовых месторождений  разделяют на два  вида по размещению в скважинах подъемных  колонн - на многорядные и однорядные, и по числу стволов в скважине - на одноствольные и многоствольные.

Для многопластовых месторождений, пласты которых имеют  разные пластовые  давления, часто применяют  раздельный сбор газа по разным газосборным  сетям. Разные газосборные  сети •строят также  в случае, если газ  одного из продуктивных горизонтов содержит в себе большое  количество конденсата, сероводород или  углекислый газ

В том случае когда в процессе разработки газовых залежей многопластовых месторождений проявляется газовый режим, их, как правило, целесообразно разрабатывать по единой сетке скважин, вскрывающих все залежи единым фильтром. При проявлении водонапорного режима решение вопроса об объединении залежей в совместные объекты эксплуатации осложняется. Если каждый продуктивный горизонт многопластовых месторождений дренируется индивидуальной сеткой скважин, то расчеты основных параметров разработки практически не отличаются от аналогичных расчетов для однопластовых месторождений как при газовом, так и при водонапорном режиме.