Сен 09
Поделитесь мыслями как отразится на скаважинах полная остановка (на 3-6 месяцев)? (сеноман) На даный момент есть скважина с повышенным пластовым, есть скважины с пониженным давлением.. При остановке в "хороших" скважинах давление упадет? или нет, как будут вести себя "хорошие" и "плохие" скважины??
Опубликовано
07 Сен 2009
Активность
22
ответа
7691
просмотр
8
участников
1
Рейтинг
Прежде всего перераспределится (усреднится) пластовое давление (время восстановления давления завсит от размеров залежи прежде всего), в след за давлением и флюид.
Хорошие и плохие скважины гидродинамически связаны?
Какие причины повышенного пластового?
Да, скважины связаны одним водоносным бассейном. Повышенные пластовые наблюдаются в зонах с меньшим отбором газа. Вот я и задаюсь мыслью, если мы все скважины остановим, то в этих скважинах давление начнет падать а в скважинах с меньшим пластовым будут расти? или тут другая логика?
Если всё "красиво и просто", то после ввода скважин в эксплуатацию сначала там всё будет уравнено, а со временем всё вернётся на круги своя. Но если сюда добавить неоднородность, кривую сетку скважин и т.п. то нужно думать.
Депрессии одинаковы? Какой флюид?
Тогда остаюсь при своих соображениях "красиво и просто", если признаков обратного нету.
А зачем останавливать произодство на 3-6 месяцев, если не секрет?
ну тут больше политический фактор
Ну политика это серьёзно)
Ты не из Краснодарского края случайно?))
Давление конечно изменится.В зоне с высокими значениями оно снизится, но незначительно, а в зоне интенсивного отбора газа вырастет за счет перераспределения, а также возможно повлияет водонапорная система залежи (если залежь эксплуатируется при водонапорном режиме). Так, что когда снова будете пускаться в этих скважинах может появиться вода. Поэтому старайтесь до минимума сократиться , но скважины не останавливать.
Вообще для большинства газовых месторождений остановка это вред. Это ведет к уменьшению КИНа потому что на истощение газовые месторождения добывают больше чем при заводнении. Вопрос в величине этого вреда, если месторождение гигантское то пара месяцев погоду не сделает, а если небольшой куполок то есть вероятность что многие скважины начнут давать больше воды после перезапуска.
мммм... А почему собственно это уменьшает конечный КИГ? Остановка месторождения ведь не ведёт к повышению конуса. А перераспределение давления только в плюс- всегда считал что чем выше пьезопроводность (а у газа она на порядки больше чем у воды), тем лучше, а остановка отчасти "компенисирует" неидеальную пьезопроводность на некоторое время.
Был случай по одному месторождению с упруго-водонапорному режиму, когда последняя скважина обводнилась, закончервировали. Не знаю точной предистории, но через 7-10 лет она проработала более полугода на дебите более 10 тыс.
А где эта скважина находилась???
Краснодарский край, вроде меловая залежь... Точноей пока сказать не могу. Как уточню - отпишусь.
В Роксаре я моделировал остановку на 1 год, чтобы посмотреть как ведёт себя конус. НЕЗНАЧИТЕЛЬНО, но снизился, хотя понятно что воды там ( где он упал) всёровно больше, чем при пуске скважины - силы смачивания тоже никуда не девались. И сила тяжести действует на всех.
Есть два основных режима при разработке газовых месторождений: (упруго)-водонапорный и на истощение. Для не очень глубокого месторождения на суше при разработке на истощение конечное пластовое давление теоретически можно опустить близко к атмосферному что даст КИГ 90-99%. При водонапорном режиме КИГ будет зависить от остаточной газонасыщености и конечном давлении, а оно в свою очередь может быть весьма высоким. Если подставить все цифры то КИГ будет гораздо ниже 90%. Эти два примера крайности, но суть ясна: останавливая газовое месторождение мы смещаем механизм с истощения на водонапорный. Можно привести пример когда это работать не будет, но для этого нужны уже специальные условия.
95% на на газовом режиме, 80% на водонапорном (при условии грамотного подхода). В среднем по ЮФО.
Останавливая промысел, давление в пласте в среднем не уменьшается (уменьшается вне зоны гидрирования скважин, увеличивается в зоне) -> воронка подыматься не будет. Если достаточно прошло времени, то при повторном пуске первое (короткое) время мы опять получаем газовый режим, который потом переходит в смешаный (как и было). Откуда тут смещение в режим водонапорного? А если всё-таки получается, при каких условиях?
В зоны, куда воронка депрессии ещё не дошла, вода поднимится, но не значительно, а "избыток" давления в этой области поведёт газ в сторону воронок. ОФП воды, там где она есть, в зоне воронки снижается, там где воды ещё нет - появляется "запас энергии и массы", следовательно её скорость при той же эксплутации, что велась, уменьшается (первое время). КИГ повышается или остаётся таким же.
Если я не прав, поправьте. Сам хочу докапаться до истины.
ЗЫ. Читай подпись.
1. Отразится однозначно негативно.
а. во первых просто перекрыть вентиль на фотанной арматуре (или на гребенке :-) ) нельзя, т.е. скважины придется глушить. А газовые скважины этого очень сильно не любят (т.к. газонасыщенный коллектор гораздо меньше нефтенасыщенного сопротивляется проникновению жидкости глушения в пласт).
б. для так называемых "плохих" - вы их можете вообще не раскочегарить до прежних значений дебита (хотя для сеномана "плохой" звучит странно-плохой это 200 тыс суточных поди ?)
в. да, водяная пробка на забое будет. не могу сказать почему ( я в отличие от предыдущих ребят в теории слаб), говорю по опыту.
2. по поводу КИГ я как раз с предыдущими высказываниями не согласен. на КИГ влияет не столько остаточный газ при истощении/водонапорном а то, насколько недропользователь готов опустить пластовое давление. Т.е. для работы системы подготовки газа и закачки его в магистральный газопровод нужно некое давление на устье. Когда давление падает ниже необходимого, строят ДКС (дожимную компрессорную станцию), когда еще падает-вторую очередь ДКС...т.е. "опустить пластовое давление до атмосферного" не получится как бы сильно не хотелось. С сеноманом вообще ситуация намного проще чем с валанжином/ачимовкой т.к. потери по трубе не большие 10-15-20 атм, плюс для подготовки достаточно на устье иметь атмосфер 25 но в любом случае 40-50 атмосфер пластового иметь надо. И здесь как раз водонапорный режим во благо, ибо те копейки газа которые мы потеряем защемленным многократно компенсируются дожимом газовой шапки акьюфером, т.е. в целом для залежи водонапорный режим во благо.
- и еще - а где вы видели в сеномане неактивный акъюфер ?
Давайте посмотрим на КИГ по давлению, возьмем для примера месторождение с начальным давлением 150 атмосфер
150 атм начальное давление - КИГ 0
115 атм- КИГ 25%
80 атм - КИГ 50%
45 атм - КИГ 72% указанное
"но в любом случае 40-50 атмосфер пластового иметь надо"
30 атм - КИГ 82%
8 атм - КИГ 95%
Т.е. для указанного желаемого давления пластового на режиме истощения КИГ будет 72%.
При заводнении остаточная газонасыщенность, как говорят, 15-50%. Для примера возьмем 25%. Т.е. КИГ для режима заводнения будет где-то КИГ= (1-0.25-0.25)/(1-0.25)=67%, примем начальную насыщенность те же 25%. Теперь учтем что коэффициент охвата все же меньше 1, примем за 0.8, и еще что газ будет защемлен при разном давлении. Предположим что при активном аквифере конечное давление будет 80 атм, т.е. среднее давление защемления примем как (150+80)/2 = 115 атм. Введем эти поправки: КИГ = 0.67*0.8*0.75+0.25=0.65. Т.е. получается что при активном аквифире КИГ 65%, а при истощении на 45 атм 72%. Разница не большая, но когда идет вода тут сделать мало что можно для увеличения добычи. А вот понизить пластовое давление бывает вполне реально.
Дабы не разводить демагогию, постараюсь быть краток
:
, так как пласт при закрытии месторождения просто "запирается" как, например, воздух в колесе.
То andreiko_o,
Ваши размышления по поводу активного водонапорного режима, глушению газовых скважин и потерь в 10-20 очков на сеномане очень будоражат, если честно. Пожалуйста, прочтите, хотя бы Вяхирева "Основы разработки газовых месторождений", вы будете местами, я так подозреваю, очень удивлены.
То VIT,
На сеномане в Зап. Сибири все немного проще. И проектный КИГ достигается при больших пластовых давлениях, отрабатывая пласт на истощение. Сами подумайте, какова будет стоимость газа при пластовом в 8 очков, если это надо поднять (учитывая, что вода уже у перфораций), доставить на ДКС, дожать несколько раз, доставить на УКПГ, там его подготовить и засунуть в магистраль.
То vostochka93,
Если есть возможность, то поговорите по этому вопросу с Лапердиным. На мой взгляд - он один из тех людей, который сможет дать объективный и правильный ответ на твой вопрос. Ибо, я тоже могу "насоветовать", так как есть мысли, что ничего не будет
Но, повторюсь, что правильный ответ, на мой взгляд, может дать только Лапердин. В Тюменской области я других не знаю.
Мне в данном случае не интересны проектные КИГи и чем газ из сеномана З.Сибири отличается от всех остальных, но ~95% при 8 атм это расчетное идеальное значение, т.е. реальное скорее всего будет меньше. И вряд ли найдется человек который сможет убедить меня в том что у него запасы GIIP подсчитанны с 5% погрешностью. (На истощение означает что воды нет в скважинах и не предвидится)
Я, видимо, неуклюже выразился, но идея была как раз указать на то, что проектный КИГ и идеальный, показанный вами будет не одинаков. А иначе, в чем смысл строить геологические модели и считать извлекаемые запасы, если можно обойтись парочкой формул
Также хотелось бы отметить, что формула расчета на истощение, представленная вами, очень хорошо подходит для расчета конечного КИГа для сеномана (даже если там есть вода). Единственное, в данном случае вам "проехали по ушам" по поводу ограничений системы подготовки, потерь в системе сбора и поэтому расчет конечного КИГа оказался не совсем корректен.
Правильным ограничением здесь будет на устье минимальное значение около 13-11 атм, а пластовое около 13-16. При этом идеальный КИГ будет чуть больше 90, а проектный, как правило, около 95.
Вообще-то подобное уже имело место в 1982 году на Медвежьем. Тогда ГП-7 стоял более полугода. Давление, естественно выровнялось и увеличилось по всему фонду. Расстояние от забоев до ГВК тоже увеличилось. Никаких "запираний" и прочей "муры", которая встречается при разработке нефтяных залежей при этом не возникло. Коэффициент газоотдачи (так называется в газовой разработке аналог того, что нефтяники КИНом зовут) при этом естественно тоже никак не снизился.