Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
C0 = (p0/ p0)(dp / dp) 0.
p=p
Если рассматривать газ как термодинамически идеальный, т.е. ? = const, и р = р0р/р0, ?(р) — вязкость газа, то (4.44) сведется к виду
P = p2(x) = 1 - Q(X)-А.Г [1 - K(x-X)]dX, p = p / p0. (4.45)
Ввод новых скважин сопровождается скачкообразным
ростом темпов добычи q =dQQ. Поэтому в рамках модели
dx
(4.44) управляющими параметрами являются q и момент f его скачка.
Для определенности будем считать момент достижения 30 %-ной газоотдачи из всего пласта окончанием разработки во всех вариантах.
197
Кривая 1 соответствует режиму работы, когда все скважины были введены сразу.
Кривая 2 описывает случай, когда
10,5, 0 < т< 0,8;
[3, 0,8 < т < 1,
где т — безразмерное время.
Это означает, что сначала была введена в работу меньшая часть скважин, а в момент т = 0,8 ввели новые скважины, так что конечный фонд скважин в 6 раз превысил первоначальный.
Кривая 3 соответствует режиму
13, 0 < х< 0,2;
4 = [0,5 0,2 < т< 1,
т.е. все скважины были введены сразу, а с момента т = 0,2 была отключена значительная их часть, так что фонд работающих скважин уменьшился в 6 раз.
П ри одинаковой суммарной добыче газа в случае разновременного ввода скважин конечное давление в коллекторе оказывается ниже на 33,7 %, чем при одновременном вводе. A в случае одновременного ввода и последующего отключения скважин давление оказывается выше на 16,9 %, чем в варианте без отключения.
Таким образом, для максимального равномерного дренирования пласта более выгодным оказывается одновременный ввод скважин с интенсивной работой в начальной стадии (с целью скорейшего вовлечения в дренирование плотных блоков) и последующей медленной доразработкой.
4.9.2. ОПТИМАЛЬНАЯ СТРАТЕГИЯ ИСТОЩЕНИЯ СИЛЬНО НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Постепенный ввод новых скважин, а значит, и нарастание во времени темпов добычи приводят к тому, что плотные блоки не успевают включиться в работу и интенсивность истощения высокопроницаемого коллектора превышает интенсивность истощения низкопроницаемых блоков.
Бурение новых скважин в этом случае может оказаться бессмысленным и даже отрицательным фактором.
В этой связи можно рекомендовать следующую оптимальную стратегию истощения неоднородных залежей.
Пусть T — характерное время включения в работу плотных пропластков, которое зависит только от коллекторских
198
и геометрических свойств этих пропластков и не зависит от интенсивности внешнего воздействия.
1. В течение времени T поддерживаются максимально высокие темпы извлечения газа. Весь фонд скважин вводится в этот период, причем очередность ввода почти не имеет значения. В этот период идет вовлечение низкопроницаемых плотных пропластков.
2. По окончании периода T темпы истощения резко снижаются либо за счет отключения некоторых скважин, либо за счет снижения их дебитов. Постепенное снижение темпов истощения ведется до тех пор, пока не будет достигнута стабилизация давления в коллекторе. Дальнейшее истощение ведется уже достигнутыми темпами.
Величина T оценивается следующим образом:
T
L?mb\x г
где mb, kb — пористость и проницаемость плотных пропласт-ков (линз, блоков...); L — их характерный линейный размер (толщина плотных пропластков, эквивалентный диаметр линз, блоков...); \гг — вязкость газа в пластовых условиях; р0 — начальное давление в залежи.
4.10. ОЦЕНКА ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ
Запасы природного газа и конденсата подразделяются на:
балансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;
забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые по мере разработки могут быть частично вовлечены в эксплуатацию за счет непосредственного контакта с зонами разрабатываемых балансовых запасов.
Извлекаемые запасы — часть балансовых запасов, которая может быть извлечена при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Количественной характеристикой полноты извлечения природного газа является отношение количества (массы) до-
199
бытого к моменту завершения эксплуатации месторождения сухого (без C5+) газа к его начальным запасам в пласте, называемое коэффициентом конечной газоотдачи или коэффициентом извлечения газа.
Определение извлекаемых запасов и конечной газоотдачи производится:
на стадии проектирования разработки;
в процессе разработки и при проектировании доразра-ботки на завершающей стадии добычи газа.
Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и конечной газоотдачи служат данные разведки, опытной пробной и опытно-промышленной эксплуатации и промышленной разработки залежей.
На извлечение природных газов из месторождений влияют природные, технико-технологические и экономические факторы.
К основным природным факторам относятся: начальные (геологические) запасы газа;
начальный состав пластовых флюидов, давление начала конденсации, характер кривой дифференциальной конденсации;
