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

Все сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям при разработке их на истоп1;ение. Отметим только, что варианты размещения скважин, приводящие к образованию «глубокой» общей депрессионной «воронки», в отношении конденсатоотдачи менее эффективны.

Относительно размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин на газоконденсатном месторождении, разрабатываемом с поддержанием пластового давления путем обратной закачки сухого газа в пласт (сайклинг-процесс), имеются определенные рекомендации. Согласно работе [46], цепочки или батареи эксплуатационных и нагнетательных скважин следует располагать на возможно больших расстояниях друг от друга для достижения наибольшего коэффициента охвата процессом вытеснения по площади (см. § 4 главы X). Наилучшие результаты достигаются при размещении скважин, например, вблизи границ пласта. Однако при этом не учитывается предстоящий период разработки месторождения на истощение. Скважины, расположенные вблизи границы раздела газ-вода, могут быстро обводниться и выбыть из эксплуатации. Добавим, что увеличение расстояний между эксплуатационными и нагнетательными скважинами может привести к значительным потерям давления в пласте, а следовательно, к ретроградным потерям конденсата (Е. М. Минский, М. А. Пешкин). Эти замечания в значительной мере снимаются, если эксплуатационные и нагнетательные скважины при обратной закачке сухого газа располагать так, как в вариантах площадного заводнения нефтяных месторождений [37, 46].

Некоторые исследователи предлагают размещать нагнетательные скважины на своде, а эксплуатационные - на периферии структуры. Считается, что в этом случае за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличения коэффициента охвата. Однако расположение эксплуатационных скважин на периферии вследствие неравномерности дренирования по мощности и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести к преждевременному их обводнению. Размещение же нагнетательных скважин на периферии создает «барьер» давления, который препятствует поступлению воды в залежь.

При поддержании пластового давления путем закачки воды в пласт можно рассматривать различные варианты размещения нагнетательных скважин, так же как при разработке нефтяных месторождений [36, 37]. Возможно поддержание пластового давления путем законтурного и различных разновидностей внутриконтурного заводнения.

ГЛАВА V

Газодинамические методы

определения показателей

разработки газового

месторояздения

при газовом режиме

§ 1. Расчет показателей разработки для различных технологических режимов эксплуатации скважин при равномерном их размещении

К показателям разработки месторождений природных газов относится большое число параметров. Более подробно о них будет сказано в главах IX и X. Здесь же рассмотрим методику определения следующих показателей разработки: 1) изменения во времени дебитов газовых скважин; 2) потребного числа газовых скважин и их изменения во времени; 3) изменения во времени пластового давления и 4) забойного давления.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации Газа при соответствукщих краевых условиях. В связи с нелинейностью дифференциальных уравнений фильтрации газа в настоящее время не представляется возможным получить необходимые аналитические решения. Поэтому для расчета показателей разработки месторождений природных газов были предложены различные приближенные методы, а также приближенные методы интегрирования уравнения Л. С. Лейбензона. Использование ЭВМ и электрических моделей позволяет ползчать наиболее общие и практически точные решения. На основных расчетных методах мы остановимся в дальнейшем.

Определять перечисленные показатели разработки газовых месторождений (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Теоретическое обоснование данного метода применительно к проектированию разработки газовых месторождений дано Б. Б. Лапуком [38].

Введение в расчеты понятия об удельных объемах дренирования существенно их облегчает. Нейтральные линии (поверхности) принимаются как бы непроницаемыми, и каждая скважина дренирует «свой» участок пласта. Такой участок пласта и называется удельным объемом дренирования. Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну «среднюю» скважину и определять изменение во времени потребного числа «средних» скважин.

Идея метода последовательной смены стационарных состояний хорошо отражена в самом названии метода. В каждый момент времени распределение давления в пределах удельного объема

дренирования принимается таким, как при установившемся (стационарном) притоке газа к скважине. Важным моментом эффективного использования метода последовательной смены стационарных состояний явилось доказательство положения о том, что при радиальной фильтрации газа к скважине средневзвешенное но газонасыщенному норовому пространству удельного объема дренирования пластовое давление Ру мало отличается от давления р {ру р) на границе удельного объема дренирования радиусом (рис. 28).

Расчеты показывают, что при расстояниях между скважинами от 600 до 4400 м и забойном давлении до 0,1 от пластового давления в условиях стационарной фильтрации среднее давление в удельном объеме дренирования отличается от контурного на 0,5%. При расстоянии между скважинами до 1000 м и при почти свободном дебите

газовой скважины среднее давление отличается от контурного не более чем на 3% [38]. Физически это объясняется значительной крутизной депрессионной воронки при притоке газа к скважине. При неустановившейся фильтрации газа для одного и того же контурного давления кривая изменения давления в пласте в зависимости от расстояния до скважины проходит выше соответствующей

Рис. 28. К доказательству условия. установившейся филь-

- трации. Следовательно, при не-

" установившейся фильтрации ука-

занные значения погрешности при замене контурного давления средневзвешенным пластовым давлением получаются еще меньшими. Сказанное справедливо для условий притока газа к совершенной скважине. В случае несовершенных скважин среднее давление будет еще меньше отличаться от контурного.

Доказательство отмеченного положения позволило в уравнении притока газа к скважине неизвестную величину контурного давления р (пластового давления в районе данной скважины) в момент времени t заменить величиной среднего пластового давления в удельном объеме дренирования, а при равномерном размещении скважин приближенно - средним давлением в залежи в тот же момент времени {pj (t) t=i р (t)). Вычисление средневзвешенного по объему норового пространства залежи пластового давления с использованием уравнения материального баланса, а затем и других показателей разработки уже не представляет особого труда.

В работе [38] приведены расчетные формулы для определения изменения во времени необходимого числа и дебитов газовых скважин, пластовых и забойных давлений для случаев, когда: а) филь-