Остановка газового промысла.

Последнее сообщение
MironovEP 2087 13
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??

Thorio 208 12
Сен 09 #1

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?

MironovEP 2087 13
Сен 09 #2

Thorio пишет:

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?

Thorio 208 12
Сен 09 #3

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?

MironovEP 2087 13
Сен 09 #4

Thorio пишет:

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?

сеноманский газ, депресии от 1 до 10 ат

Thorio 208 12
Сен 09 #5

Тогда остаюсь при своих соображениях "красиво и просто", если признаков обратного нету.

А зачем останавливать произодство на 3-6 месяцев, если не секрет?

MironovEP 2087 13
Сен 09 #6

Thorio пишет:

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 факторsmile.gif Одно месторождение разжимают, другое зажимают.. труба то всего однаsmile.gif и то .. Газпромовская)

Thorio 208 12
Сен 09 #7

Ну политика это серьёзно)

Ты не из Краснодарского края случайно?))

Dym 17 13
Сен 09 #8

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.

kochichiro 943 14
Сен 09 #9

Dym пишет:

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.

Да если есть вода могут возникнуть проблемы при пуске скважин. Но они решаемы - либо продуть скважину при пуске (а если зимой будешь пускать, то продуть придется в любом случае - чтоб не гидратануло), либо свабануть скважину через лубрикатор.

VIT 1124 15
Сен 09 #10

vostochka93 пишет:

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??


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.

Thorio 208 12
Сен 09 #11

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.

MironovEP 2087 13
Сен 09 #12

Thorio пишет:

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???

Thorio 208 12
Сен 09 #13

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.

VIT 1124 15
Сен 09 #14

Thorio пишет:

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.


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.

Thorio 208 12
Сен 09 #15

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.

VIT 1124 15
Сен 09 #16

Thorio пишет:

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

Правильно, оно увеличивается потому что вода поступает в газоносную зону (давление мы считаем же в газовой зоне, зачем нам давление в водяной)

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?

при остановке происходит защемление газа поступающей водой


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.

не очень понял о чем это вообще, но в целом давление в газовых залежах распространяется намного быстрее чем в нефтяных поэтому как только добыча останавливается пласт быстро приходит в равновесие к среднему давлению.

andreiko_o 1 12
Окт 09 #17

vostochka93 пишет:

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??


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 ?

VIT 1124 15
Окт 09 #18

andreiko_o пишет:

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.

Alexey S 567 13
Окт 09 #19

Дабы не разводить демагогию, постараюсь быть краток wink.gif :
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 smile.gif, так как пласт при закрытии месторождения просто "запирается" как, например, воздух в колесе.
Но, повторюсь, что правильный ответ, на мой взгляд, может дать только Лапердин. В Тюменской области я других не знаю.

VIT 1124 15
Окт 09 #20

Alexey S пишет:

Дабы не разводить демагогию, постараюсь быть краток wink.gif :
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 smile.gif, так как пласт при закрытии месторождения просто "запирается" как, например, воздух в колесе.
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)

Alexey S 567 13
Окт 09 #21

VIT пишет:

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)

VIT,
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 wink.gif ?
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.

SHEIKH 10 12
Май 10 #22

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.

Go to top