Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

от общих потерь, приходящаяся на призабойную зону радиусом 10 м, снижается с 60,4 до 52,9% (при е = 0,9). В условиях несовершенной скважины, нарушения закона Дарси и нестационарного притока газа к скважине соответствующая доля общих потерь давления, приходящаяся на призабойную зону пласта, возрастает.

Б. Б. Лапук показал, что процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим [38]. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры за счет эффекта Джоуля-Томсона. Поэтому приток газа к скважине может сопровождаться образованием гидратов в призабойной зоне пласта, когда пластовая температура невысокая. Так, пластовая температура месторожденияМессояхи (Красноярский край) близка к температуре образования гидратов.

На особенности притока газа к скважине влияет и качество цементирования. Различные механические свойства продуктивных отложений по мощности определяют профиль, в частности, забоя скважины. Это означает, что толщина цементного кольца с глубиной изменяется. Следовательно, в результате перфорации получается разная сообщаемость скважины с продуктивными пропластками. Аналогичное явление наблюдается и при неконцентричном расположении эксплуатационной колонны в стволе скважины. Некачественное цементирование может привести к опасности образования грифонов, к неконтролируемым утечкам газа в выше- или нижезалега-ющие горизонты.

Отмеченные здесь особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при эксплуатации, при интерпретации результатов исследования их. Конструкции забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, а следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации добычи газа, которые воздействуют именно на призабойную зону пласта.

Чем больше дебиты скважин, тем выше эффективность разработки месторождений природных газов. Скважины - весьма дорогостоящие сооружения. Этим, например, и объясняется необходимость и целесообразность сооружения в высокопродуктивных отложениях месторождений севера Тюменской области сверхмощных эксплуатационных скважин, т. е. скважин увеличенных диаметра и производительности. Заметим, что сам по себе диаметр скважины мало влияет на величину дебита, но оказывает существенное влияние на пропускную способность скважин (НКТ).

§ 7. Газоотдача при разработке месторождений природных газов

До недавнего времени для подсчета запасов газа и конденсата при проектировании и анализе разработки месторождений природных газов коэффициент газоотдачи принимался равным единице или

близким к единице. Считалось, что потери газа в пласте зависят в основном от величины конечного пластового давления и соответственно от величины минимального рентабельного отбора из месторождения (дебитов скважин). Этот фактор, естественно, необходимо учитывать при определении коэффициента газоотдачи.

Если экономически оправданной является разработка некоторого месторождения до конечного пластового давления Ркон то извлекаемые запасы газа из пласта составят

н а12нРкон / л\

Tt ИЗВ - *" • \ /

нРат Z (ркон) Рат

Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запасам газа Озап> с учетом уравнения (1) составит

"-f" . (2)

PhZ (Ркон)

Определение коэффициента газоотдачи по формуле (2) возможно, если режим месторождения газовый.

В ряде случаев допустимое конечное давление в пласте определялось, например, исходя из условия достижения атмосферного давления на устьях скважин [43]. С. С. Гацулаев и В. Ф. Канашук рекомендуют срок окончания разработки месторождения, а следовательно, и конечное допустимое давление определять по результатам технико-экономических расчетов. Окончание разработки приходится на момент, когда в пункте потребления себестоимость добычи и транспорта газа становится равной себестоимости добычи и транспорта замыкающего топлива (каменного угля)

Из рассмотрения формулы (2), теории и практики разработки месторождений природных газов следует, что коэффициент газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темна отбора газа, расстояния до потребителя, необходимого давления для подачи газа потребителю и других факторов.

На основе анализа экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям приводятся различные возможные величины коэффициента газоотдачи. Так, А. Л. Козлов считает, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторские свойства и др.) и начальных пластовых давлениях выше 50 кгс/см можно ожидать коэффициент газоотдачи около 0,97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями коэффициент газоотдачи составляет 0,70,8 и т. д.

1 И. С. Т ы ш л я р, Г. в. А к у л ь н и ч е в а, М. М. X о ш, В. Ф. К а -ыашук и И. А. Леонтьев для сопоставления рассматривают приведенные затраты на добычу, транспорт и распределение угля п текущие издержки по этим категориям на эксплуатируемом месторождении газа.

Б случае газового режима М. А. Жданов и Г. Т. Юдин коэффициент газоотдачи рекомендуют принимать равным 0,9--0,95, а при водонапорном режиме - 0,8. Приведенные и другие средние величины коэффициента газоотдачи можно рассматривать лишь как ориентировочные, так как каждое месторождение характеризуется только ему присущими особенностями.

Большинство месторождений природных газов приурочено к различным по активности водонапорным системам. При разработке подобных месторождений происходит продвижение контурных или подошвенных вод в газонасыщенную область пласта.

Лабораторными и промысловыми (геофизическими) исследованиями последних лет установлено, что газ неполностью вытесняется водой (или вода газом - при создании подземных хранилищ в водоносных пластах). Работы в этом направлении выполнены М. Т. Аба-совым, Л. Б. Булавиновым, А. С. Великовским, Д. Джефеном, Д. Катцем, Р. М. Кондратом, В. Н. Мартосом, О. Ф. Худяковым II многими другими исследователями. Достаточно подробные сведения об отечественных и зарубежных исследованиях по вопросам газоотдачи приводятся в работах [43, 59, 71, 79, 81].

Обобщение и анализ проведенных к настоящему времени исследований позволяют выявить влияние различных факторов на коэффициент газоотдачи при вытеснении газа водой. Приводимые ниже выводы относятся к газоотдаче естественных и искусственных кернов.

1. Коэффициент газоотдачи тем больше, чем больше начальная газонасыщенность керна а, чем больше коэффициент пористости II меньше коэффициент проницаемости. Однако зависимость коэффициента газоотдачи от коэффициента проницаемости несущественна. Зависимость же коэффициента газоотдачи от первых двух параметров может быть прослежена по следующей приближенной формуле, полученной А. И. Ширковским по данным обработки лабораторных экспериментов:

р = 1,415/0 (3)

2. Коэффициент газоотдачи мало зависит от соотношения коэффициентов вязкости воды и газа и от величины поверхностного натяжения на границе фаз (при разных температурах).

3. Коэффициент газоотдачи практически не зависит от давлений, при которых проводились опыты (неизменных во время опыта), и скорости вытеснения газа водой.

4. Газоотдача в значительной мере определяется капиллярными процессами, происходящими при вытеснении газа водой. Лабораторные эксперименты показывают, что коэффициенты газоотдачи и остаточной объемной газонасыщенности при капиллярном вытеснении газа водой сравнимы с их значениями при гидродинамическом вытеснении. Следовательно, величина коэффициента газоотдачи в обводненном объеме пласта определяется капиллярными процессами нри вытеснении газа водой. Это объясняется и тем, что скорости капиллярной пропитки часто значительно превосходят скорости