Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

Т а б л и ц а 4

Изменение во времени основных показателей разработки месторождения .4 в периоды нарастающей и постоянной добычи газа

Годы разработки

* Здесь потребное число скважин с учетом резерва определено по формуле (3) сле­ дующего параграфа.

Т а б л и ц а 5

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

§ 2. Определение потребного числа скважин для разработки месторождения

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

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

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

Коэффициент резерва скважин должен учитывать: 1) возможную неравномерность потребления газа;

92

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

3) степень достоверности исходной геолого-промысловой инфор­ мации 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 ре­ зерва скважин с учетом отмеченных факторов.

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

Учет других факторов в каждом конкретном случае может приво­ дить к увеличению общего числа скважин по сравнению с определен­ ным 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 оправ­ дано экономически, а требования к степени надежности должны быть различными для разных категорий потребителей. Выбор опти­ мальной степени надежности газоснабжения связан с определением ущерба от непоставленного количества газа и, по существу, пред­ ставляет собой технико-экономическую задачу определения мини­

родного хозяйства страны обеспечивается:

1) сооружением крупных, многониточных систем дальнего транс­ порта;

2) кольцеванием системы газопроводов, позволяющим маневри­ ровать 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 процес­ сов 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 (£). Например, разбу­ ривание многопластового Газлинского месторождения проходило с не­ которым опережением по сравнению с тем, что было предусмотрено

93

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

Вместе с тем опережающее разбуривание Газлинского месторож­ дения 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

В результате отбор газа из Газли обеспечивали IX и X горизонты. Соответственно, к моменту ввода в разработку XII и XIII горизон­ тов в IX и X горизонтах пластовое давление снизилось на значи­ тельную 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 го­ ризонтов, то могут произойти катастрофические поглощения буро­

позволил превышать в нужные моменты предусмотренные проектом разработки отборы газа из месторождения. Кроме того, создавалась возможность поставить в широких масштабах работы по исследова­ нию газовых скважин и по интенсификации добычи газа [44] и т. д.

Для многопластовых месторождений отрицательные последствия могут возникнуть и при задержке разработки вышележащих гори­ зонтов. 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 нижнеангидритовом гори­ зонте (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 удоро­ жать) конструкцию скважин на СМП — спускать техническую ко­ лонну для перекрытия отложений НАГ.

Таким образом, последовательность разработки отдельных зале­ жей и особенности разбуривания многопластовых месторождений могут приводить к тем или иным отклонениям в отношении налич­ ного 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 потреб­ ное число скважин и число резервных скважин.

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

94

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 недоста­ точно разработан.

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

§3. Определение параметров «средней» скважины

Вряде методов определения показателей разработки месторожде­

ний 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 де­ прессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивле­ ний А и 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 мето­ дов статистики и теории вероятностей. Теория вероятностей позво­ ляет рассчитать наиболее вероятностные параметры скважин, кото­ рые будут пробурены для поддержания заданного отбора газа из месторождения. Следовательно, рассчитанное число потребных сква­ жин будет близко к фактически необходимому числу скважин.

Однако из-за' недостаточного объема информации при составле­ нии проектов опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки месторождений применение методов статистики и тео­ рии 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 ре­ зультатам 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:

Ар! = Рпл, — plt = А & (t) + В&\ (О

Ар1= A,g2{t) + B 2q\(О

.................................................................... ( 1 )

Др? = ^ ? / ( 0 + З Д (0

Ap i = A nqn(t) + Bnql(t)

95

Просуммировав данные уравнения, получим

(2)

£=1 £=1 £=1

В уравнениях (1) и (2) под величинами Apf (i = 1, 2, . . . » re) понимаются разности квадратов пластового и забойного давлений, соответствующие допустимым дебитам q{ скважин (i = 1, 2, . . ., re).

Уравнение (2) представим следующим образом:

Тогда для принятого предположения необходимо установить связь между средними значениями коэффициентов фильтрационных сопро­ тивлений Аср и Вср и коэффициентами фильтрационных сопротивле­ ний по каждой скважине. Для этого подставим соотношения (5) в уравнение (4). Получим

Сопоставляя уравнения (3) и (6), находим следующие выражения для вычисления средних значений коэффициентов фильтрационных

то получим квадратное уравнение относительно допустимой депрес-

96