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

ГЛАВА VII

Особенности определения показателей разработки многопластовых газовых месторождений

§ 1. Вводные замечания

Весьма часто газовые и газоконденсатные месторождения бывают многонластовыми, В ряде случаев продуктивный горизонт целесообразно подразделять на отдельные пачки, особенно если они разобщены друг от друга достаточно выдержанными по площади глинистыми пропластками.

Каждая залежь или пачка подобных месторождений может разрабатываться: а) раздельной, б) совместной или в) раздельно-совместной сетками скважин. В первом случае на каждую залежь или пачку бурится своя система скважин. При совместной сетке каждая скважина одновременно дренирует два пласта и более. С начала разработки газоконденсатных месторождений Кубани на нижнемеловые отложения бурилась единая сетка эксплуатационных скважин. В связи с преждевременным обводнением газовых скважин в нижнемеловых отложениях стали выделять отдельные продуктивные пачки [63, 56, 81]. Для регулирования выработки отдельных пачек на них добуривали новые скважины. Так сложилась комбинированная (раздельно-совместная) сетка скважин [81].

При раздельной разработке многопластового месторождения потребное число скважин для добычи заданного количества газа часто превышает число скважин при совместной разработке одной сеткой скважин нескольких пластов. Однако в первом случае упрощаются контроль за разработкой месторождения, анализ и регулирование процессов разработки многопластового месторождения. При совместной эксплуатации решение этих задач значительно усложняется.

Заранее никогда нельзя сказать, какая из систем разработки многопластового месторождения будет наиболее эффективной. Эффективность различных систем разработки определяется технико-экономическими расчетами. Для проведения этих расчетов, естественно, необходимо пользоваться газогидродинамическими методами расчета основных показателей разработки многопластовых месторождений.

Определять показатели разработки для каждой залежи многопластового месторождения при раздельной ее эксплуатации можно по формулам, приведенным в предыдущих главах.

Методы расчета показателей разработки многопластового месторождения газа при равномерном размещении скважин, эксплуатирующих несколько продуктивных горизонтов, описаны в работах С. С. Гацулаева, М. М. Кашпарова, Ю. П. Коротаева, Е. М. Минского и М. Л. Фиш. Исследования этих авторов выполнены применительно к идеальному газу при тех или иных допущениях.

Б. Б. Лапук, И. Ф. Луканин и А. Б. Товбис исследовали процесс продвижения воды в двупластовом месторождении, разрабатываемом единой сеткой скважин в виде одной кольцевой батареи. Методика расчетов упрощается, если предопределить тедшы поступления воды в отдельные горизонты многопластового месторождения. Исходя из такого допущения, А. М. Кулиев, Е. Н. Храменков, П. Т. Шмыгля предложили методику определения основных показателей разработки многопластовых месторождений (в частности, темпов отбора газа из отдельных горизонтов).

Очевидно, что определение показателей разработки многопластовых месторождений сложнее соответствующей задачи, относящейся к отдельным залежам. Сложность эта определяется тем, что изменение пластового давления и отбора из одного пласта непосредственно сказывается на изменении пластового давления и отборов из других пластов, особенно при наличии газодинамической связи между продуктивными горизонтами.

Из сказанного вытекает необходимость использования метода последовательных приближений в описываемых в данной главе методиках расчета. При решении тех или иных задач рассматриваются двупластовые месторождения. Методики расчетов часто могут быть обобщены применительно и к большему числу продуктивных пластов.

§ 2. Определение показателей разработки вшогопластового месторождения при эксплуатации его единой сеткой скважин при газовом режиме

В предшествующих работах по определению показателей разработки многопластовых месторождений, как отмечалось, реальные свойства газа не учитывались. Как правило, принималось равенство пластового давления в отдельных горизонтах, забойного давления против каждого пласта в соответствующие моменты времени или рассматривался случай, когда насосно-компрессорные трубы (НКТ) находятся выше самого верхнего продуктивного пласта Проведение расчетов по шагам с использованием метода последовательных приближений позволяет избежать отмеченных допущений.

Практика эксплуатации газовых скважин показала недопустимость подъема НКТ выше кровли даже нижнего продуктивного горизонта, так как это приводит к недоосваиванию отдельных продуктивных интервалов, к образованию в процессе эксплуатации грязевых (песчаных) и водяных пробок. В результате этого создаются условия для неравномерного дренирования пласта и преждевременного обводнения газовых скважин.

Итак, задан суммарный во времени отбор газа из двухпласто-вого месторождения Q = Q (t)- Известны необходимые для расчетов параметры, в частности, по данным исследования скважин установлена продуктивная характеристика каждого пласта. Предполагается, что каждый пласт эксплуатируется на режиме поддержания заданной депрессии. Каждый горизонт характеризуется своей допустимой депрессией на пласт. Требуется определить основные показатели разработки многопластового месторождения.

При достаточно равномерном размещении скважин на площади газоносности методика определения показателей разработки сводится к расчетной схеме для «средней» скважины. В данной расчетной схеме величины и параметры, относящиеся к верхнему пласту, будем помечать индексом 1, а к нижнему пласту - индексом 2. Предполагается, как это часто бывает на практике, что продукция обоих пластов поступает на поверхность по НКТ.

Исходя из уравнения притока реального газа к скважине из первого пласта

Рн 1 - 1 = 1 ([A*z)cp 1?; 1 + 5iZcp igi 1 (1)

и уравнения технологического режима эксплуатации скважины

Рн 1 - Рс 1 = 6i, (2)

определяем дебит газа q„i из первого пласта в начальный момент

времени:

1(И.*г)ср1 , Т/"/ i(H*z)cpi , 6i(2phi-6 /оч

»- 2В1.СР1 + V \ 2Bizcpi ; + • "

Порядок определения дебита газа по данному уравнению рассмотрен ранее (см. § 4 главы V).

Из уравнения рс, = p„i - вычисляется величина забойного давления против первого пласта в начальный момент времени.

По найденным величинам р,, д„ „ известной величине L (расстояние между серединами интервалов перфорации первого и второго пластов) с использованием формулы Г. А. Адамова [8] вычисляется значение забойного давления против второго пласта p-z-

Если оказывается, что

Рн2-Рс 2=62. (4)

то определяется дебит газа из второго пласта по формуле

„ 2(H*z)cp2 , 1/ ( 2(И*г)ср2 Y , Р§8-Рг /сч

2B2ZCP2 V \ 2B2ZCP2 / Д22сра

Если расстояние между пластами мало и можно пренебречь потерями давления на участке ствола скважины L, то приток газа из второго пласта можно найти по формуле

A2(H*z)cp2 , l 2(И*г)ср2 \8 , Pl2-Pgl

"2 2Д22ср2 Г V 2Я22ср2 / J52Zcp2 "