Применение метода Лагранжа позволяет в данном варианте оптимальным обра зом распределить любой отбор газа из месторождения между I, II и III -f- IV залежами. Зависимости оптимальных отборов газа из эксплуатационных объ ектов от возможного отбора из месторождения для второго варианта аналогичны приведенным на рис. 93 и поэтому здесь не даются. Различие состоит в том, что по второму варианту получаем три, а по первому варианту четыре зависимости.
При разработке двух пластов одной сеткой скважин притоки газа в сква жины из каждого пласта взаимосвязаны (см. § 2 главы VII). Соотношение при токов газа в скважины в основном зависит от соотношения пластовых давлений в залежах и их коллекторских свойств. В начале разработки большая часть де бита получается за счет пласта с большим начальным пластовым давлением. При определенных дебитах возможен даже переток газа из пласта с большим давлением в пласт с меньшим давлением. В ходе совместной разработки двух горизонтов соотношение притоков газа из пластов со временем стабилизируется. Таким образом, отборы газа из залежей при их совместной разработке изме няются во времени.
Как уже отмечалось, отбор газа из месторождения распределяется по трем целевым функциям, так как для III и IV залежей строится одна целевая функ ция. Распределение же найденного суммарного отбора газа из III и IV залежей по горизонтам определяется не экономическими соображениями, а совместностью систем их разработки. Тем не менее, согласно методу Лагранжа, любой суммар ный отбор газа из III и IV залежей, найденный из зависимостей, аналогичных приведенным на рис. 93, обеспечивает в целом для III и IV залежей наилучшие экономические показатели.
Вариант III. Залежи I и II разрабатываются раздельными сетками скважин, но имеют общее обустройство. Залежи III и IV разрабатываются единой сеткой скважин также при совместном обустройстве. По этому варианту возможно снижение капитальных затрат за счет уменьшения наземных коммуникаций. Однако необходимо учитывать следующее.
При единой системе обустройства газ из скважин I и II залежей направ ляется по шлейфам на групповые сборные пункты, где потоки смешиваются. Затем газ по единому коллектору поступает на головные сооружения. Здесь он подвергается абсорбции и, при необходимости, компримируется. Отборы газа из этих залежей должны быть распределены таким образом, чтобы газ из обеих залежей поступал на групповые установки с одинаковым давлением.
Для выравнивания на групповой установке давления газа различных зале жей можно вначале отбирать газ из залежи с большим давлением. После выравни вания давления отборы газа из залежей распределяются пропорционально остав шимся запасам с учетом потерь давления на пути движения газа от пласта до групповой установки. В соответствии с расчетами в начале разработки весь рассматриваемый объем газа может отбираться из залежи с большим пластовым давлением. Для обеспечения этого отбора необходимо или увеличить депрессию на пласт, что не всегда возможно, или пробурить значительное число скважин. После выравнивания давления отбор газа из залежи с большим начальным давлением снизится и число скважин, необходимое для поддержания этого отбора, станет меньше пробуренного числа скважин.
Чтобы в начале разработки избежать бурения лишнпх скважин на пласт с большим давлением, отбор газа из него должен быть ограничен. Число сква жин, пробуренных на пласт с большим давлением, не должно превышать числа скважин, необходимого для поддержания отбора газа в момент выравнивания давления газа на входе в групповую установку. Следовательно, отбор газа из пласта с большим давлением будет ограничиваться максимально возможным отбором газа из этого числа скважин. Остальное количество газа должно отби раться из пласта с меньшим давлением. При этом давление газа из различных залежей на входе в групповую установку будет выравниваться медленнее. Давление же в начале разработки газа из пласта с большим начальным давле нием редуцируется до давления газа, поступающего из другой залежи.
В результате расчетов по третьему варианту получаются две целевые функ ции — общая для I и II залежей и общая для III и IV залежей.
Использование метода Лагранжа для заданного отбора газа из месторожде
ния позволяет найти оптимальные суммарные отборы из залежей 1 + |
II и III + |
+ IV. Распределение же отборов |
газа по залежам контролируется |
системами |
разработки и |
обустройства. |
разработки и обустройства многопластового |
Вариант |
IV. Этот вариант |
месторождения отличается от предыдущего лишь тем, что после выравнивания давления в I и II залежах они начинают эксплуатироваться единой сеткой сква жин. Данный вариант, как и предыдущий, приводит к построению двух целевых функций и нахождению двух оптимальных суммарных отборов газа из I + II и III + IV залежей.
Таким образом, в каждом варианте разработки и обустройства многопласто вого месторождения природного газа получаются зависимости экономического, показателя от темпов отбора газа по каждому эксплуатационному объекту. Пользуясь этими зависимостями, при помощи метода Лагранжа получают ра циональное распределение отборов газа по эксплуатационным объектам для
каждого варианта разработки и обустройства многонластового |
месторождения. |
|
|
|
|
|
|
|
|
у>, млн. р у 5. |
|
Рис. |
94. Зависимость |
экономического |
по |
|
|
казателя разработки |
многопластового |
ме |
|
|
сторождения от темпа отбора газа из него |
|
|
для |
различных |
вариантов разработки и |
|
|
|
|
обустройства: |
|
|
|
|
1 — при раздельной системе |
разработки всех за |
|
|
лежей; 2 — при раздельной |
системе разработки |
|
|
I и II залежей |
и совместной |
разработке III и IV |
|
|
залежей; з — при раздельной |
системе разработки |
|
|
и совместном |
наземном |
обустройстве I |
и II |
зале |
|
|
жей |
и совместной |
разработке III и IV |
залежей; |
|
|
4 — при совместной |
системе разработки (после |
|
|
выравнивания |
давлений) |
и совместном наземном |
|
|
обустройстве |
I и |
II залежей и совместной разра |
|
|
|
ботке III и IV залежей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
О |
10 20 30 £? |
50 ВО 70 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
!}.м л н .м 3/сут |
Так находят зависимость отборов газа из каждого эксплуатационного объекта от возможных отборов газа из месторождения.
Затем для каждого варианта определяют зависимость экономического показателя для всего месторождения при рациональном (для рассматриваемого варианта) распределении отборов газа псГ эксплуатационным объектам в функ ции отбора газа из месторождения в целом. Для этого поступают следующим образом.
Для каждого варианта задаются серией значений отборов газа из место рождения. По зависимостям, аналогичным приведенным на рис. 93, определяют оптимальные отборы газа из каждого эксплуатационного объекта. По целевым функциям находят соответствующие значения экономического показателя для найденных оптимальных отборов газа из эксплуатационных объектов. Сумма этих экономических показателей дает суммарный экономический показатель, необходимый для получения исходной величины отбора газа из месторождения. Проводя аналогичные расчеты для других значений отборов газа из месторожде ния, строят (для каждого варианта) зависимость экономического показателя от отбора газа из месторождения.
Сопоставление целевых функций для месторождения в целом по каждому из варпантов позволяет установить область экономической эффективности (по отборам) всех рассматриваемых систем разработки и обустройства много пластового месторождения. Другими словами, для заданного отбора газа из месторождения в результате сопоставления целевых функций определяется принципиальная система разработки месторождения и обустройства промысла.
П о соответствующ им данной системе разработки и обустройства зависимостям
2 $<=/«?«)
заданный отбор газа из месторождения распределяется оптимально между от дельными эксплуатационными объектами. В результате расчетов для каждого оптимального отбора газа определяются все необходимые технико-экономические показатели систем разработки и обустройства каждого отдельного эксплуата ционного объекта.
Полученные зависимости экономического показателя разработки много пластового месторождения от возможного отбора газа из него для различных вариантов разработки и обустройства представлены на рис. 94. Из сопоставле ния приведенных зависимостей следует, что для разных интервалов величин отбора газа из месторождения характерны свои оптимальные системы разработки месторождения и обустройства промысла. Так, если отбор газа из месторожде ния меньше 20 млн. м3/сут, то необходимо разрабатывать только I залежь. При темпах отбора газа от 20 до 39 млн. м3/сут целесообразно разрабатывать только I и II залежи при совместном наземном их обустройстве. Для данного интервала по отборам газа равноценной является система разработки и обустрой ства, предусмотренная IV вариантом.
При отборах газа от 39 до 44,5 млн. м3/сут I и II залежи предпочтительно разрабатывать либо при совместном обустройстве, либо с объединением сетки скважин после выравнивания давления, а III и IV залежи разрабатывать сов местной системой.
Для темпов отбора газа из месторождения от 44,5 до 63 млн. м3/сут место рождение можно разрабатывать или раздельными сетками скважин, или с объ единением I и II залежей единым наземным обустройством с последующим объеди нением сеток скважин на эти залежи. При этом IV залежь не разрабатывается.
Для темпов отбора газа в диапазоне от 63 до 72,5 млн. м3/сут оптимальным является четвертый вариант. При темпах отбора тазе из месторождения более 72,5 млн. м3/сут оптимальным будет первый вариант.
При распределении отбора газа из месторождения по отдельным эксплуата ционным объектам в зависимости от того, в какой диапазон этот отбор попадает (см. рис. 94), необходимо пользоваться соответствующими зависимостями
2 <?* = /(& ).
Если рассматриваемое многопластовое месторождение входит в состав газоносной провинции, то с целью оптимального распределения отбора газа между месторождениями провинции в качестве целевой функции для данного многопластового месторождения используется внешняя образующая кривых, представленных на рис. 94. Следовательно, рассматриваются оптимальные участки зависимости экономического показателя разработки месторождения в целом от темпа отбора для различных вариантов.
Если многопластовое месторождение рассматривается как источник даль него газоснабжения, то эта образующая зависимости экономического показа теля от темпа отбора газа из месторождения может быть использована для обосно вания параметров магистрального газопровода.
Анализ разработки месторождений природных газов
§ 1. Задачи анализа разработки месторождений природных газов
С первых моментов реализации проекта разработки газового (газоконденсатного) месторождения начинается анализ получаемой геолого-промысловой информации и показателей разработки.
Первичный, каждодневный анализ процесса разработки место рождения осуществляется геологической службой управления или (и) объединения с центральной научно-исследовательской лабораторией (ЦНИЛ) или цехом научных и производственных работ (ЦНИПР).
Задачи первичного анализа разработки следующие.
1. Обработка и анализ результатов геофизических, газогидро динамических и специальных исследований скважин и пластов. Под специальными исследованиями понимаются: термометрия и дебитометрия скважин; исследование продукции скважин, в частности наблюдение за ионами хлора; текущие исследования скважин на газоконденсатность и т. д.
2. Анализ данных по контролю за разработкой месторождения. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.
3. Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.
4. Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.
Обработка результатов исследований скважин и пластов поз воляет:
определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации и по результатам геофизических исследований);
определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопро тивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации); устанавливать для новых и уточнять по эксплуатируемым сква
жинам допустимые технологические режимы эксплуатации; определять степень дренирования продуктивных отложений по
мощности — выявлять работающие и неработающие интервалы (по результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизи ческих исследований скважин);
получать текущие |
газоконденсатные характеристики пластов |
и скважин. |
результатов позволяет выявить изменения |
Анализ получаемых |
и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке недренируемых пропластков и т. д.
Текущий контроль за разработкой месторождения осуществляется по данным: измерения дебитов, температур, забойных и пластовых давлений по скважинам; построения карт изобар; измерения давле ний (уровней) в системе пьезометрических скважин. Для контроля за продвижением воды проводят геофизические исследования сква жин, наблюдения за ионами хлора в добываемой с газом воде.
Анализ данных контроля за разработкой месторождения поз воляет установить режим месторождения, характер продвижения воды в пределах отдельных залежей и пластов, степень дренирования месторождения по площади газоносности и мощности.
Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки позволяет установить, в частности, причины отклонений между ними. Одним из основных факторов, приводящих к отклоне ниям между фактическими и проектными показателями разработки, является степень достоверности определения начальных запасов газа в пласте. Поэтому в задачи первичного анализа входят построе
ние зависимости |
= / (Q„o6 (t)) и периодическое уточнение |
запасов газа. |
*(р) |
|
Существенное значение при разработке месторождений природ ного газа имеют работы по интенсификации добычи газа, способ ствующие улучшению технико-экономических показателей разра ботки месторождения и увеличению конечного коэффициента газоотдачи. Комплекс работ по интенсификации добычи газа 1 должен быть обоснованно выбран и правильно осуществлен. Результаты работ по интенсификации добычи газа должны подвергаться тща тельному анализу.
Накопление и обобщение обширной геолого-промысловой инфор мации о месторождении и процессах, происходящих в пласте при его разработке, критический анализ и уточнение этой информации поз воляют эффективно корректировать отдельные положения проекта разработки. Подвергаться корректированию могут:
комплекс исследовательских работ на скважинах, очередность их проведения;
методы контроля за разработкой месторождения природного газа; необходимое число и местоположение проектных эксплуатацион
ных, наблюдательных и пьезометрических скважин; комплекс и технология работ по интенсификации добычи газа;
начальные запасы в пласте, допустимые технологические режимы
1 Например, чрезмерное увлечение солянокислотными обработками на Коробковском месторождении привело в ряде случаев к преждевременному об воднению скважин.
