книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

Изменение потребного числа скважин для компенсации падения добычи из эксплуатируемых скважин устанавливается по фор­

Методика определения показателей разработки месторождений природных газов, изложенная в данном параграфе, предполагает, что в начальный момент скважины размещаются равномерно на площади газоносности. Несмотря на то что потребное число газовых скважин увеличивается во времени, принимается допущение о равно­ мерности сетки скважин в каждый момент времени. В определенной

мере это оправдывается тем, что зна­ чения коэффициентов фильтрацион­ ных сопротивлений А и В не претер­ певают больших изменений при су­ щественных изменениях удельных объемов дренирования вследствие, например, добуривания новых сква­ жин.

В расчетах не учитываются про­ извольность конфигурации месторож­ дения и расположения скважин, различия продуктивных характери­ стик проектных газовых скважин.

Вследствие неоднородности пла­ ста по коллекторским свойствам в результате неравномерного располо­ жения скважин и неравномерного дренирования залежи могут возни­ кать значительные общие депрессионные воронки. На рис. 30 приведено возможное распределение пластового давления в залежи при ее разработке. Из рисунка видно, что при прочих

равных условиях лишь по скв. 4 рассчитанные и фактические де­ биты в момент времени t могут совпасть, так как на рассматривае­ мый момент времени пластовое давление вблизи этой скважины рав­ няется среднему пластовому давлению р (t). По скв. 1 фактиче­ ские дебиты будут падать медленнее во времени, а по скв. 2 и 3 быстрее, чем по данным расчетов.

Разнодебитность газовых скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла. Возникающие в про­ цессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки могут приводить к необходимости более раннего (по сравнению с расчетным) ввода дожимной компрессорной станции и установок искусственного холода.

Естественно, что изложенная в данном параграфе методика не позволяет предсказать отмеченных особенностей и учесть их при разработке месторождений природных газов. Использование метода

90

последовательной смены стационарных состояний для определения показателей разработки газовых месторождений целесообразно при ориентировочных, оценочных расчетах. Рассматриваемая методика широко применяется на начальных этапах проектирования разра­ ботки месторождений природных газов, когда из-за недостаточных количества и достоверности исходной информации не представляется возможным использовать более точные и совершенные расчетные методы. Этот метод заслуживает внимания при проведении технико­ экономических расчетов для установления перспектив разработки газоносной провинции, при отыскивании принципиальных решений вопросов разработки месторождений и обустройства промыслов. Технико-экономические расчеты характеризуются большим числом вариантов, большим объемом вычислительной работы. Поэтому ис­ пользование рассматриваемого метода целесообразно и при прове­ дении технико-экономических расчетов на современных ЭВМ.

После нахождения принципиальных решений более точные рас­ четы проводятся более точными методами с учетом дополнительных геолого-промысловых факторов.

Приведем результаты расчетов показателей разработки газового месторожде­ ния А, запасы которого (приведенные к стандартным условиям) составляют 300 млрд. м3. Период нарастающей добычи газа равен 4 годам. Период постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения 67% начальных запасов газа в пласте. Изменение во времени отборов газа и соответствующей

суммарной добычи газа из месторождения, приведенных к рат и 2Vi» показано в табл. 3.

Т а б л и ц а 3

Отборы п добытые количества газа из месторождения А

щении скважин на площади газоносности и пренебрежении реальными свой­ ствами газа, приведены в табл. 4, для падающей добычи газа — в табл. 5 (в гра­ фической форме соответствующие результаты см. на рис. 15).

91

Т а б л и ц а 4

Изменение во времени основных показателей разработки месторождения .4 в периоды нарастающей и постоянной добычи газа

Годы разработки

* Здесь потребное число скважин с учетом резерва определено по формуле (3) сле­ дующего параграфа.

Т а б л и ц а 5

Изменение во времени основных показателей разработки месторождения А в период падающей добычи газа

§ 2. Определение потребного числа скважин для разработки месторождения

Ранее говорилось, что для определения потребного числа сква­ жин, обеспечивающих заданный отбор газа Q (t) из месторождения, и изменения их во времени используется формула

На практике же при проектировании разработки месторождений природных газов потребное число скважин вычисляется по формуле

Для каждого месторождения в принципе должен обосновываться и применяться свой коэффициент резерва, т. е. должно устанавли­ ваться свое резервное число скважин.

Коэффициент резерва скважин должен учитывать: 1) возможную неравномерность потребления газа;

92

2) возможность частичного или полного выбытия из эксплуатации ряда скважин в связи с их обводнением, эрозией или коррозией обо­ рудования;

3) степень достоверности исходной геолого-промысловой инфор­ мации о месторождении, водонапорном бассейне и т. д .;

4) степень важности месторождения в соответствующей системе газоснабжения и другие факторы.

В настоящее время еще нет методики расчета коэффициента ре­ зерва скважин с учетом отмеченных факторов.

Для учета возможной неравномерности потребления газа реко­ мендуется при вычислении потребного числа скважин исходить из равномерной работы всех скважин в течение 310 дней в году, т. е. вести расчет по формуле

Учет других факторов в каждом конкретном случае может приво­ дить к увеличению общего числа скважин по сравнению с определен­ ным потребным числом скважин согласно формуле (3).

При обосновании коэффициента резерва скважин необходимо помнить об экономической стороне этого вопроса. Так, в работе [33] отмечается, что обеспечение абсолютной надежности не всегда оправ­ дано экономически, а требования к степени надежности должны быть различными для разных категорий потребителей. Выбор опти­ мальной степени надежности газоснабжения связан с определением ущерба от непоставленного количества газа и, по существу, пред­ ставляет собой технико-экономическую задачу определения мини­

родного хозяйства страны обеспечивается:

1) сооружением крупных, многониточных систем дальнего транс­ порта;

2) кольцеванием системы газопроводов, позволяющим маневри­ ровать потоками газа;

3)созданием подземных газохранилищ вблизи потребителей и месторождений-регуляторов [30, 32, 41];

4)непрерывным повышением надежности оборудования и всех элементов системы дальнего газоснабжения;

5)автоматизацией и телемеханизацией технологических процес­ сов системы дальнего газоснабжения.

Необходимо также иметь в виду, что в ряде случаев по тем или иным причинам порядок разбуривания месторождения отклоняется от вычисленной проектной зависимости п = п (£). Например, разбу­ ривание многопластового Газлинского месторождения проходило с не­ которым опережением по сравнению с тем, что было предусмотрено

93

в проекте разработки. Отрицательным последствием этого было преждевременное осуществление капитальных вложений.

Вместе с тем опережающее разбуривание Газлинского месторож­ дения привело и к следующим положительным результатам.

Во-первых, это позволило эффективно (равномерно во времени) использовать возможности Газлинской конторы бурения.

Во-вторых, опережающее разбуривание дало возможность не

В результате отбор газа из Газли обеспечивали IX и X горизонты. Соответственно, к моменту ввода в разработку XII и XIII горизон­ тов в IX и X горизонтах пластовое давление снизилось на значи­ тельную величину. Если в этих условиях (и в более поздние моменты времени) при бурении скважин на XII и XIII горизонты не спускать дополнительную техническую колонну для перекрытия IX и X го­ ризонтов, то могут произойти катастрофические поглощения буро­

позволил превышать в нужные моменты предусмотренные проектом разработки отборы газа из месторождения. Кроме того, создавалась возможность поставить в широких масштабах работы по исследова­ нию газовых скважин и по интенсификации добычи газа [44] и т. д.

Для многопластовых месторождений отрицательные последствия могут возникнуть и при задержке разработки вышележащих гори­ зонтов. Покажем это на примере Шебелинского месторождения.

Разработка Шебелинского месторождения привела к тому, что пластовое давление на периферии свиты медистых песчаников (СМП) оказалось ниже, чем в залегающем выше нижнеангидритовом гори­ зонте (НАГ). Это осложнило добуривание скважин на СМП. Для вскрытия отложений СМП необходимо, чтобы плотность бурового раствора была ниже, чем при вскрытии отложений НАГ. Поэтому в ряде случаев приходится усложнять (а следовательно, и удоро­ жать) конструкцию скважин на СМП — спускать техническую ко­ лонну для перекрытия отложений НАГ.

Таким образом, последовательность разработки отдельных зале­ жей и особенности разбуривания многопластовых месторождений могут приводить к тем или иным отклонениям в отношении налич­ ного числа эксплуатационных скважин. Иногда может оказаться целесообразным искусственное создание (на определенный момент времени) некоторого «дополнительного резерва» скважин.

При достаточной полноте и достоверности исходной информации можно по мере разработки месторождения корректировать потреб­ ное число скважин и число резервных скважин.

В проекте разработки обосновываются потребное число и местоположение наблюдательных скважин. Наблюдательные скважины являются источниками

94

необходимой информации о процессах, происходящих в пласте при разработке месторождений природных газов. Наблюдательные скважины располагаются как в области газоносности, так и за внешним контурном газоводяного контакта.

Вопрос относительно обоснования числа резервных скважин еще недоста­ точно разработан.

Заслуживают внимания рекомендации определять резервное число скважин яа основе принципа обеспечения той или иной степени надежности системы добычи газа (см. например, [32]).

§3. Определение параметров «средней» скважины

Вряде методов определения показателей разработки месторожде­

ний природных газов используется понятие «средней» скважины, т. е. расчеты выполняются на «среднюю» скважину. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и де­ прессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивле­ ний А и В.

Введение понятия «средней» скважины преследует две цели:

1) по возможности наилучшим образом учесть разнодебитность скважин на месторождении, различие скважин по продуктивным характеристикам;

2) расчетом показателей разработки месторождения на основе «средней» скважины обеспечить наиболее достоверный прогноз, например, по потребному числу скважин.

Если на месторождении имеется значительное число скважин, то параметры «средней» скважины можно определять на основе мето­ дов статистики и теории вероятностей. Теория вероятностей позво­ ляет рассчитать наиболее вероятностные параметры скважин, кото­ рые будут пробурены для поддержания заданного отбора газа из месторождения. Следовательно, рассчитанное число потребных сква­ жин будет близко к фактически необходимому числу скважин.

Однако из-за' недостаточного объема информации при составле­ нии проектов опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки месторождений применение методов статистики и тео­ рии вероятностей часто исключается. Поэтому рассмотрим другой, получивший распространение в последнее время метод определения параметров «средней» скважины [29].

Пусть на месторождении имеется п газовых скважин. По ре­ зультатам исследований этих скважин определены:

1) уравнения притока газа к каждой скважине; 2) допустимые дебиты (депрессии) для каждой скважины.

Уравнения притока газа к рассматриваемым скважинам имеют вид:

Ар! = Рпл, — plt = А & (t) + В&\ (О

Ар1= A,g2{t) + B 2q\(О

.................................................................... ( 1 )

Др? = ^ ? / ( 0 + З Д (0

Ap i = A nqn(t) + Bnql(t)

95

Просуммировав данные уравнения, получим

(2)

£=1 £=1 £=1

В уравнениях (1) и (2) под величинами Apf (i = 1, 2, . . . » re) понимаются разности квадратов пластового и забойного давлений, соответствующие допустимым дебитам q{ скважин (i = 1, 2, . . ., re).

Уравнение (2) представим следующим образом:

Тогда для принятого предположения необходимо установить связь между средними значениями коэффициентов фильтрационных сопро­ тивлений Аср и Вср и коэффициентами фильтрационных сопротивле­ ний по каждой скважине. Для этого подставим соотношения (5) в уравнение (4). Получим

Сопоставляя уравнения (3) и (6), находим следующие выражения для вычисления средних значений коэффициентов фильтрационных

то получим квадратное уравнение относительно допустимой депрес-

96

сии. Решая уравнение (8), находим среднюю для месторождения величину допустимой депрессии на пласт.

Прогнозные расчеты на «среднюю» скважину проводятся затем при соблюдении условия 8ср = const.

Отметим, что если расчеты параметров «средней» скважины про­ водятся по данным исследования скважин на начальный момент вре­ мени, то для вычисления 8ср должна использоваться формула (8). Если расчеты проводятся по данным на некоторый момент времени, то вместо ра в формуле (8) надо рассматривать текущее среднее пластовое давление (среднее пластовое давление в области дрениро­ вания в момент времени t).

Сделаем некоторые дополнения к сказанному.

На газовых месторождениях разведочные скважины, как правило, несовершенны по степени вскрытия. На основе результатов их иссле­ дований необходимо получить наиболее достоверную величину про­ дуктивности эксплуатационных скважин.

Если принять допущение о слоистом строении коллекторов, то коэффициенты А жВ для каждой скважины могут быть пересчитаны, как это нередко делается, на условие полного вскрытия пласта по следующим формулам

и В [8].

Используя значения Лрасч и J5pac4, а также величины допусти­ мой (достигнутой) депрессии по каждой скважине, по уравнению притока находим дебиты скважин при полном вскрытии пласта.

Однако найденные величины дебитов нельзя использовать для определения параметров средней скважины, так как найденные де­ биты соответствуют разным депрессиям на пласт в каждой скважине. Поэтому при определении параметров «средней» скважины «вклад» каждой скважины в характеристики средней скважины будет случайным, субъективным, связанным, например, с достигнутыми значениями депрессий на пласт. Сказанное в наибольшей степени относится к определению средней оптимальной депрессии на пласт и выбору конструкции скважин. Поэтому в последнем случае расчеты проводятся в следующем порядке.

При нахождении оптимальной депрессии на пласт задаемся раз­

1 Последующее бурение скважин с полным вскрытием разреза часто под­ тверждает допущение о слоистом строении коллектора (значения коэффици­ ентов А и В для этих скважин близки к Лрасчя -брасч-

дыдущий момент времени — при давлении р в момент времени t — At. По формуле (1) и по значению коэффициента z [р (t — Ai)l вычис­

ляется пластовое давление р (t) на момент времени t. По вычислен­ ному пластовому давлению уточняется значение коэффициента z.

С уточненным коэффициентом z [р (£)] по формуле (1) вновь опреде­ ляется пластовое давление на момент времени t и т. д. до тех пор, пока величины пластового давления в последней и предпоследней итерациях не будут отличаться на заданную величину погреш­ ности е.

Другой способ определения изменения во времени среднего пла­ стового давления заключается в следующем.

Уравнение материального баланса переписывается в виде:

Вычисляется зависимость изменения во времени приведенного

давления p/z (р) = / (t).

Зависимость z = z(p) пересчитывается в зависимостьp/z(p) —ср (р). На рис. 32 показана зависимость plz (р) = ср (р), построенная по данным рис. 31.

Пользуясь вычисленными значениями р (t)lz (р), по графику зависимости plz (р) = ф (р) определяют соответствующие значения

пластового давления р. Использование зависимости plz (р) = f (t) позволяет вычисленные значения пластового давления отнести к со­ ответствующим моментам времени, т. е. определить искомую зави­ симость р = р (t).

Рассмотренный метод вычисления давлений предпочтителен при ручном счете, метод итераций — при проведении расчетов на ЭВМ.

Согласно исследованиям Г. А. Зотова, Ю. П. Коротаева, Е. М. Минского, уравнение притока реального газа к забою сква­ жины записывается в виде:

pi —pl = A - (\i*z)cp - q + В ■zcp- ф

Здесь А и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяемые по данным испытания скважин методом, изложенным

и (p*z)c — величины произведения p*z соответственно при контур­ ном (пластовом) и забойном давлении.