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

Отметим, что в зависимости от соотношения радиуса батареи и радиуса области центрального размещения скважин это неравенство может иметь вид:

/»с.р>Рс.ц>Л.в. (3)

Как уже отмечено, это приводит к более раннему вводу в эксплуатацию ДКС, установок искусственного холода для вариантов с батарейным и центральным размещением скважин.

Вследствие большей интерференции скважин для двух последних сеток (при одинаковой депрессии) дебиты скважин будут меньше, а необходимое их число больше, чем при равномерном размещении скважин.

Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду структуры, то, например, при размещении скважин в центральной зоне

Рис. 26. Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного и центрального размещения скважин на залежи, однородной по коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа)

необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами. Если число батарей увеличить, то показатели этого варианта разработки могут оказаться предпочтительнее по сравнению с размещением скважин в центральной зоне. При значительном числе батарей сетка размещения скважин приближается к равномерной и т. д.

Таким образом, если на некотором рассматриваемом месторождении ожидается газовый режим, то, как правило, нельзя заранее предугадать, какая из возможных систем размещения скважин будет эффективнее. Лишь проведение газодинамических и технико-экономических расчетов может выявить оптимальную систему разработки газового месторождения.

При водонапорном режиме для выбора оптимальной системы размещения скважин на площади газоносности также следует определить газогидродинамические и технико-экономические показатели различных систем размещения скважин. Однако в этом случае существенно усложняются газогидродинамические методы расчета.

в случае газового режима часто бывает достаточно выполнить газодинамические расчеты для «средней» скважины, т. е. для скважины со средними для данного месторождения коэффициентами фильтрационных сопротивлений А tl В, допустимыми дебитами (депрессиями) и другими среднинш параметрами. При водонапорном режиме задача усложняется в связи с необходимостью детальной геологической информации о строении месторождения, коллекторских свойствах пласта и их изменении по площади залежи и мощности пласта. Получение подобной достоверной информации при незначительном числе газовых скважин на ранних стадиях проектирования является сложной задачей, так как не удается достаточно

точно изучить газовую залежь, а сведения о водонапорном бассейне бывают весьма ограничены.

При водонапорном режиме не может быть отдано сразу предпочтение ни одной из рассматриваемых систем размещения скважин на площади газоносности. Распространенное мнение о преимуществе размещения скважин в центральной части залежи при водонапорном режиме является неоправданным.

Для примера рассмотрим гипотетическую залежь, подстилаемую контурной водой. Коллекторские свойства залежи неоднородны по мощности пласта. Проанализируем две системы размещения скважин на залежи - равномерную и в центральной зоне (рис. 27, а, б).

Пусть при размещении скважин в центральной зоне скважины полностью вскрыли продуктивную мощность (см. рис. 27, 6), а при равномерном размещении скважин мощность вскрыта так, как показано схематично на рис. 27, а. Из рис. 27, а и б следует, что скважины, размещенные в центральной зоне, подвергаются большей опасности быстрого обводнения по пропластку В, чем при равномерном размещении скважин. В то же время сопоставляемые схемы размещения примерно равноценны, например, в отношении обводнения по пропластку .4. Следовательно, при водонапорном режиме имеют значение не только система размещения скважин на площади газоносности, но и характер размещения их на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений.

Равномерная система размещения скважин может иметь и ряд других преимуществ перед системой размещения в центральной зоне. В результате более высокого пластового давления в первом случае

Вода

Рис. 27. Схемы равномерного размещения скважпн с избирательным вскрытием и размещения скважин в центральной зоне с полным вскрытием продуктивного пласта

дебиты скважин могут оказаться большими (на момент времени равенства отобранных количеств газа), необходимое число скважин - меньшим. По этой же причине в первом случае увеличивается продолжительность бескомпрессорного периода эксплуатации. Расчеты, проведенные П. Т. Шмыглей [81], подтверждают данные выводы даже для случая равномерного по мощности продвижения воды в газовую залежь.

Система равномерного размещения скважин на площади газоносности при водонапорном режиме (как и при газовом) может оказаться предпочтительной, например, при резкой литологической изменчивости продуктивных отложений. При этой системе возможно приобщить к дренированию выклинивающиеся пласты и пропластки, увеличить суммарный коэффициент газоотдачи. Поэтому скважины первой очереди (необходимые для осуществления опытно-промышленной эксплуатации) следует располагать по достаточно равномерной сетке. Затем по мере изучения месторождения последующие скважины можно сосредоточивать в более продуктивных зонах.

При размещении скважин в центральной или иной продуктивной зоне в процессе разработки образуется общая депрессионная «воронка». В начальный период разработки эта депрессионная воронка может способствовать отдалению момента обводнения скважин. Затем вода, по мере поступления в залежь, будет попадать в области все больших градиентов пластового давления. Это может в определенные моменты времени ускорить обводнение скважин и осложнить процесс разработки месторождения. Наибольшие осложнения могут возникнуть при неравномерном по мощности продвижении воды в залежь.

При размещении скважин в центральной зоне защемление газа происходит при большем пластовом давлении, что может привести к уменьшению коэффициента газоотдачи.

При любой системе размещения скважин на площади газоносности необходимо выяснить возможность неравномерного дренирования продуктивных отложений но мощности. Путем специальных исследований и работ по интенсификации притока газа к скважинам следует стремиться к приобщению всего продуктивного разреза к разработке. Это предотвратит преждевременное обводнение и выбытие ряда скважин из эксплуатации, будет способствовать получению наибольшего коэффициента газоотдачи, а также повышению дебитов скважин и замедлению темпов падения их во времени.

Только учет всей наличной информации, рассмотрение различных вариантов размещения скважин и вскрытия пласта обеспечит обоснованный выбор оптимальной системы разработки месторождения.

4. При рассмотрении систем размещения скважин мы не анализировали неравномерную схему размещения, так как в зависимости от конфигурации она имеет те или иные особенности рассмотренных выше «классических» систем размещения.