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

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

3) степень достоверности исходной геолого-промысловой информации 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 резерва скважин с учетом отмеченных факторов.

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

Здесь Q - отбор газа из месторождения в суточном (годовом - во втором случае) исчислении; q - среднесуточный дебит одной скважины в момент времени t.

Учет других факторов в каждом конкретном случае может приводить к увеличению общего числа скважин по сравнению с определенным 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 оправдано экономически, а требования к степени надежности должны быть различными для разных категорий потребителей. Выбор оптимальной степени надежности газоснабжения связан с определением ущерба от непоставленного количества газа и, по существу, представляет собой технико-экономическую задачу определения минимальных затрат с целью обеспечения бесперебойной подачи газа.

В работе [33] указывается, что надежность газоснабжения народного хозяйства страны обеспечивается:

1) сооружением крупных, многониточных систем дальнего транспорта;

2) кольцеванием системы газопроводов, позволяющим маневрировать 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 процессов 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 (t). Например, разбуривание многопластового Газлинского месторождения проходило с некоторым опережением но сравнению с тем, что было предусмотрено

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

Вместе с тем опережающее разбуривание Газлинского месторождения 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 усложнять конструкции скважин на нижележащие XII и XIII горизонты. По ряду причин XII и XIII горизонты были введены в разработку значительно позже, чем IX и X горизонты, хотя по проекту все горизонты должны были вводиться одновременно. В результате отбор газа из Газли обеспечивали IX и X горизонты. Соответственно, к моменту ввода в разработку XII и XIII горизонтов в IX и X горизонтах пластовое давление снизилось на значительную 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 горизонтов, то могут произойти катастрофические поглощения бурового раствора, осложнения при эксплуатации ряда скважин IX и X горизонтов.

В-третьих, созданный как бы искусственный резерв скважин позволил превышать в нужные моменты предусмотренные проектом разработки отборы газа из месторождения. Кроме того, создавалась возможность поставить в широких масштабах работы но исследованию газовых скважин и по интенсификщии добычи газа [44] и т. д.

Для многопластовых месторождений отрицательные последствия могут возникнуть и при задержке разработки вышележащих горизонтов. 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 ниншеангидритовом горизонте (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 удорожать) конструкцию скважин на СМП - спускать техническую колонну для перекрытия отложений НАГ.

Таким образом, последовательность разработки отдельных залежей и особенности разбуривания многопластовых месторождений могут приводить к тем или иным отклонениям в отношении наличного 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 потребное число скважин и число резервных скважин.

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

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 недостаточно разработан.

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

§ 3. Определение параметров «средней* скважины

В ряде методов определения показателей разработки месторождений 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 депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А ж 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 методов статистики и теории вероятностей. Теория вероятностей позволяет рассчитать наиболее вероятностные параметры скважин, которые будут пробурены для поддержания заданного отбора газа из месторождения. Следовательно, рассчитанное число потребных скважин будет близко к фактически необходимому числу скважин.

Однако из-за недостаточного объема информации при составлении проектов опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки месторождений применение методов статистики и теории 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 результатам 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:

Api = pin. -Pi. = Aq, (t) + B,q\ (t) Apl = A,q,it)+B,ql{t)

pf = A,qi(t) + B,q!{t) hpl = A„qAt) + B„ql{t)