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

Изменение потребного числа скважин для компенсации падения добычи из эксплуатируемых скважин устанавливается по формуле (t) = Здесь q - дебит «средней» скважины.

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 равномерности сетки скважин в каждый момент времени. В определенной

мере это оправдывается тем, что значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А ж В пе претерпевают больших изменений при существенных изменениях удельных объемов дренирования вследствие, например, добуривания новых скважин.

В расчетах не зачитываются произвольность конфигурации месторождения и расположения скважин, различия продуктивных характеристик проектных газовых скважин.

Вследствие неоднородности пласта по коллекторским свойствам в результате неравномерного расположения скважин и неравномерного дренирования залежи могут возникать значительные общие депрессион-ные 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 дебиты в момент времени / могут совпасть, так как на рассматриваемый момент времени пластовое давление вблизи этой скважины равняется среднему пластовому давлению р (t). По скв. 1 фактические 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 процессе 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

2 3 Скважины

Рис. 30. К выявлению области применимости алгоритмов определения показателей разработки, основанных на методе последовательной смены стационарных состояний

последовательной смены стационарных состояний для определения показателей разработки газовых месторождений целесообразно при ориентировочных, оценочных расчетах. Рассматриваемая методика широко применяется на начальных этапах проектирования разработки 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 использование рассматриваемого метода целесообразно и нри проведении технико-экономических расчетов на современных ЭВМ.

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

Приведем результаты расчетов показателей разработки газового месторождения Л, запасы которого (приведенные к стандартным условиям) составляют 300 млрд. м. 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 Гст, показано в табл. 3.

Таблица 3

Отборы в добытые количества газа из месторождевия А

(кгс/см) * сут

Параметры средней скважины : А = 15,81----- , В =

тыс» м"

\ тыс. мЗ /

Остальные исходные данные таковы: рн = 300 кгс/см*; *пл = 63° С; пфакт = = 11; начальный средний дебит q скважины составляет 980 тыс. uycyi.

Результаты расчетов для периодов нарастающей и постоянной добычи из месторождения А, разрабатываемого при газовом режиме, равномерном размещении скважин на площади газоносности и пренебрежении реальными свойствами газа, приведены в табл. 4, для падающей добычи газа - в табл. 5 (в графической форме соответствующие результаты см. на рис. 15).

Таблица

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

Годы разработки

• Здесь потребное число скважин о учетом резерва определено дующего параграфа.

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

по формуле (3) сле-5

q (<), тыс. м/сут t - ta, годы р (t), кгс/см Рс (*), кгс/см* Q (f), млн. мсут Q (t), млрд. м/год

§ 2. Определение потребного числа скважин для разработки месторождения

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

n{t) =

<?(0

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

n{t) =

Q{t)

Здесь ЛГр - коэффициент резерва; >• 1.

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

Коэффициент резерва скважин должен учитывать:

1) возможную неравномерность потребления газа;