Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Скважины, введенные позже, характеризуются значительно меньшими удельными объемами дренажа, нежели введенные в начальной стадии, чем это следует из расчетов по уравнению баланса на среднюю скважину.
Обстоятельный анализ данных разработки месторождений и эксплуатации скважин был выполнен авторами совместно с В.В. Савченко. Был проведен анализ разработки более 80 практически выработанных отечественных и зарубежных месторождений природных газов и изучены условия работы 2575 эксплуатационных скважин, что составляло 30 % от числа всех эксплуатационных скважин в СНГ.
Средняя газоотдача составляет 70 % (по 444 полностью выработанным залежам России) (табл. 1.1). (Для примера, конечная газоотдача группы месторождений Кубани составляет 56 — 60 %, а для Коробковского месторождения — 40 %.)
Подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.
Значительные потери газа связаны с газопроявлениями на скважинах, являющимися последствиями техногенных деформационных процессов в пластах, приводящих к аварий-
Таблица 1.1
Средний коэффициент газоотдачи K10 по выработанным и находящимся в заключительной стадии разработки месторождениям б. СССР
Регион Число место- Число за- ^го, %
рождений лежей
Россия 206 444 70,8
Украина 29 11 71,9
Азербайджан 4 9 30,7
Туркмения 11 68 51,4
Узбекистан 14 43 55,1
Киргизия 3 16 41,3
Таджикистан 4 16 12,8
Казахстан 7 37 83,1
Итого 278 644 63,8
30
ным ситуациям из-за снятия или слома обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ).
На газоконденсатних месторождениях при их эксплуатации теряется до 50 — 70 % конденсата. Примером является Вуктыльское месторождение.
Все элементы газодобывающего комплекса, включая работу пласта, скважин и наземных сооружений, оказывают существенное взаимовлияние через обратные связи.
Практически для всех месторождений природного газа оказалась крайне существенной проблема надежности добычи газа без осложнений и аварий. На повышение конечной газоотдачи значительно влияют условия работы не только пласта, но и скважин.
Эти факты потребовали пересмотра принципов традиционного подхода к разработке газовых месторождений.
1.4. НОВЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Когда стали ясны глубокие расхождения между традиционным подходом к проектированию и реальностью, были выполнены широкомасштабные исследования, целью которых было совершенствование методики проектирования разработки и повышение надежности эксплуатации скважин, что и привело к созданию новых научных принципов разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.
В результате была выработана новая, радикально отличная от предыдущей, концепция разработки месторождений природных газов, которая, обеспечивая нормативную прибыль, во главу угла ставит проблему надежности добычи газа, газо-и газоконденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.
Ключевыми проблемами разработки газовых месторождений являются обеспечение надежной рентабельной добычи газа и достижение максимальной газо- и конденсатоотдачи пласта, которые требуют проведения широкого комплекса гидродинамических, акустико-гидродинамических, термодинамических и геофизических исследований пористых сред, скважин и пластов с целью создания расчетных моделей, приближающихся к реальным условиям в течение всего срока
31
работы залежи начиная с опытной и опытно-промышленной эксплуатации.
В середине 80-х годов Ю.П. Коротаев предложил принципиально новый подход к обработке результатов исследования скважин и ввел понятие энергосберегающего технологического режима эксплуатации. Он теоретически и экспериментально с помощью акустико-гидродинамических исследований пористых сред доказал, что при фильтрации вместо двучленного закона до значений Re < Иекр справедлив закон Дарси, а при Re > Re4, — трехчленный закон, содержащий дополнительный член с критическим значением предельного энергосберегающего критического дебита Q4,. В безразмерной форме эти законы имеют следующий вид:
при малых скоростях фильтрация по закону Дарси при Re < Re^
XpRe = 1;
при высоких скоростях фильтрации при Re > Re^ pRe = 1 — Re4, + Re, где г|> — коэффициент гидравлического сопротивления,
pv2 dx
Re — число Рейнольдса, Re = vpk/\il.
Таким образом, только в частном случае при Re4, = 0 будет иметь место двучленный закон фильтрации
pRe = 1 + Re.
Как показала экспериментальная проверка многочисленных кернов формула (1.3) не была подтверждена ни на одном из них.
Теоретические и экспериментальные акустико-гидродина-мические исследования многочисленных пористых сред и анализ результатов исследований многих скважин, выполненные Ю.П. Коротаевым, позволили четко установить, что при невысоких дебитах фильтрация газа происходит по закону
Дарси (1.2) или - р2)/ Q = а, где а соответствует (1.4) (рис.
1.1, кривая 1) до Q < Q4,, соответствующего верхней границе закона Дарси.
