Практическое занятие №2

По теме «Расчет параметров «средней» скважины»

Цель: изучить метод определения параметров «средней» скважины. Рассчитать параметры «средней» скважины.

В некоторых методах определения показателей разработки месторождений 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 депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Если на месторождении имеется значительное число скважин, то параметры «средней» скважины можно определить на основе методов статистики и теории вероятностей. Однако из-за недостаточного объема информации при составлении проектов разработки часто используют другой метод, рассмотренный ниже.

Пусть на месторождении имеется N газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены уравнения притока газа к каждой скважине и допустимые дебиты (депрессии). Тогда параметры «средней» скважины рассчитываются следующим образом [8].

(21)

(22)

(23)

(24)

, (25)

, (25^*)

где А_ср и В_ср – коэффициенты фильтрационных сопротивлений «средней» скважины, [А_ср]= ; ;

а_i ,b_i – коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-й скважины;

– дебит i-й скважины, тыс. м³/сут;

δ_i –депрессия на пласт в i-й скважине, МПа;

N – количество скважин, шт;

Р_н – начальное пластовое давление, МПа;

– дебит «средней» скважины, тыс. м³/сут;

– депрессия «средней» скважины.

Задача 2. Рассчитать параметры «средней» скважины. Исходные данные приведены в приложении Б (таблица Б.4). Начальное пластовое давление определяется в задаче 1.

Порядок расчета линейный и не требует пояснений. Результаты расчета заносятся в таблицу 4.

Таблица 4 – Результаты промежуточных расчетов для определения параметров «средней» скважины

№ скважины	Ai	Bi	δi	qi	Aiqi	Biq2i	(2Рн-δi)δi
N
Сумма

Необходимо отметить, что дебит «средней» скважины, определенный по формуле (25), и среднеарифметический дебит скважин должны совпадать.

Практическое занятие №3

По теме «Методика расчета показателей разработки газовой залежи при газовом режиме для заданной динамики темпа отбора газа и технологического режима эксплуатации «средней» скважины с постоянной депрессией на пласт»

Цель занятия: изучить метод расчета показателей разработки газовой залежи при газовом режиме для заданной динамики темпа отбора газа и технологического режима эксплуатации «средней» скважины с постоянной депрессией на пласт. Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа.

Краткая теория вопроса

Характерные периоды разработки месторождений природных газов. С точки зрения динамики отбора газа выделяют три периода: 1) период нарастающей добычи, 2) период постоянной добычи, 3) период падающей добычи.

Рисунок 2 – Динамика основных показателей разработки газового месторождения

Такая тенденция характерна для средних и крупных месторождений. При разработке мелких месторождений может оказаться, что период падающей добычи будет основным. В период нарастающей добычи осуществляется разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную добычу газа. В период постоянной добычи в ряде случае отбирается около половины начальных запасов газа месторождения, продолжается дальнейшее разбуривание месторождения и наращивание мощности ДКС до тех пор, пока это экономически целесообразно. Для периода падающей добычи газа характерно неизменное число добывающих скважин, увеличивается число обводненных и выбывших из эксплуатации скважин. Этот период продолжается по достижению минимального рентабельного отбора из месторождения. При разработке месторождений различают также периоды компрессорной и бескомпрессорной эксплуатации. В настоящее время для дальнего транспорта используются трубы большого диаметра, рассчитанные на давление 7,5 и 5,5 МПа. С точки зрения последовательности выделяют период опытно-промышленной эксплуатации и период промышленной эксплуатации. В период ОПЭ газ подается потребителю и одновременно происходит доразведка месторождения. В этот период запасы категории А и В составляют 20%. В период промышленной эксплуатации основная задача – оптимальное снабжение конкретных потребителей газом и другой продукцией. С точки зрения технологии разработки газоконденсатных залежей выделяются 2 периода: 1) разработка на истощение, 2) период с поддержанием пластового давления (ППД). Рабочие агенты могут нагнетаться в пласт газоконденсатной залежи для предотвращения конденсации и снижения потерь конденсата. Для ППД ГКМ могут быть использованы: 1) вода, 2) сухой газ, 3) азот, 4) углекислый газ. При разработке газоконденсатных месторождений и газоконденсатнонефтяных месторождений может осуществляться рециркуляция сухого газа (сайклинг-процесс). Сайклинг-процесс заключается в добыче всего продукта, его отбензинивания и закачке сухого газа. Различают полный и частичный сайклинг-процесс. При полном сайклинг-процессе ведется добыча конденсата и коэффициент возврата газа в пласт равен 1. При частичном сайклинг-процессе давление не полностью поддерживается и продукцией является газ и конденсат. Это позволяет снизить пластовые потери конденсата.

К показателям разработки месторождений природных газов относится множество параметров, такие как динамика пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и годового отбора газа.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях.

Определять перечисленные показатели разработки газовых месторождений (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Теоретическое обоснование данного метода применительно к проектированию разработки газовых месторождений дано Б.Б. Лапуком.

Введение в расчеты понятия об удельных объемах дренирования существенно их облегчает. Нейтральные линии (поверхности) принимаются как бы непроницаемыми, и каждая скважина дренирует "свой" участок пласта. Такой участок пласта и называют удельным объемом дренирования. Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну среднюю скважину и определять изменение во времени потребного числа средних скважин.

Распределение давления в пределах удельного объема дренирования принимается таким, как при установившемся (стационарном) притоке газа к скважине. Важный момент эффективного использования метода последовательной смены стационарных состояний состоит в доказательстве положения о том, что при радиальной фильтрации газа к скважине средневзвешенное по газонасыщенному поровому пространству удельного объема дренирования пластовое давление ( )мало отличается от Р_к ( ≈ Р_к) на границе удельного объема дренирования радиусом R_K(см. рисунок 3). Расчеты показывают, что при расстоянии между скважинами от 600 м до 4400 м и забойном давлении до 0,1 пластового давления (в условиях стационарной фильтрации) давление в удельном объеме дренирования отличается от контурного на 0,5%. При расстоянии между скважинами до 1000 м и почти свободном дебите газовой скважины среднее давление в удельном объеме дренирования отличается от контурного не более чем на 3%. Физически это объясняется значительной крутизной депрессионной воронки при притоке газа к скважине.

Доказательство отмеченного положения позволило в уравнении притока к скважине неизвестное контурное давление (пластовое давление в районе данной скважины) в момент tзаменить средним давлением в удельном объеме дренирования, а при равномерном размещении скважин - приближенно средним давлением в залежи в тот же момент: .

Наибольшее распространение в последние годы получили расчетные формулы, использующие двучленную формулу притока газа к забою скважин, обоснованию применимости которой посвящены исследования Е.М. Минского.

РК

r

P

Рисунок 3 – Распределение давления в удельном объеме дренирования

Итак, дана зависимость изменения во времени годового отбора газа из месторождения Q = Q(t). Известны запасы газа, начальные пластовые давление и температура, состав газа, допустимый технологический режим эксплуатации средней скважины, уравнение притока газа к средней скважине.

Расчеты показателей разработки будем вести для отборов газа из месторождения и дебитов скважин, приведенных к стандартным условиям.

Требуется определить изменение во времени средневзвешенного пластового и забойного давлений, дебита и потребного числа скважин. Определение этих показателей разработки газового месторождения методом последовательной смены стационарных состояний сводится к решению системы уравнений:

• материального баланса для газовой залежи (2);

• технологического режима эксплуатации скважины (26);

• притока газа к забою скважины (27);

• связи потребного числа газовых скважин, отбора газа из месторождения Qи дебита газовой скважины (28).

Изменение во времени средневзвешенного пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи применительно к газовому режиму. Забойное давление и дебит скважины определяются исходя из совместного решения системы уравнений, описывающих технологический режим эксплуатации скважины и приток газа к забою скважины. Потребное количество скважин определяется по формуле (28). В нашем случае расчеты будем проводить для эксплуатации скважины с постоянной депрессией на пласт, а приток газа к забою скважины описывается двучленной формулой.

. (26)

(27)

(28)

Расчеты показателей разработки месторождений природных газов, основанные на методе последовательной смены стационарных состояний, отличаются значительной простотой. Однако необходимо иметь в виду, какой ценой достигается эта простота, иметь представление об области применимости рассмотренной методики. При использовании метода последовательной смены стационарных состояний не учитывается неоднородность продуктивных отложений по коллекторским свойствам. Расчеты ведутся на среднюю скважину - на скважину со средним дебитом, с коэффициентами фильтрационных сопротивлений А и В, при средних, например, допустимых депрессиях на пласт.

Методика определения показателей разработки месторождений природных газов, изложенная в данном параграфе, предполагает, что в начальный момент скважины размещаются равномерно по площади газоносности. Несмотря на то, что действующий фонд газовых скважин увеличивается во времени, принимается допущение о равномерности сетки скважин в каждый момент. В определенной мере это оправдывается тем, что коэффициенты фильтрационных сопротивлений Аи Вне претерпевают больших изменений при существенных изменениях удельных объемов дренирования вследствие, например, добуривания новых скважин.

Методика не учитывает произвольность конфигурации месторождения и расположения скважин, различия продуктивных характеристик проектных газовых скважин.

Вследствие неоднородности пласта по коллекторским свойствам в результате неравномерного расположения скважин и неравномерного дренирования залежи могут возникать значительные общие депрессионные воронки.

Разнодебитность газовых скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла. Возникающие в процессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки приводят к необходимости более раннего (по сравнению с расчетным) ввода дожимной компрессорной станции и установок искусственного холода.

Использование метода последовательной смены стационарных состояний для определения показателей разработки газовых месторождений целесообразно при ориентировочных, оценочных расчетах. Рассматриваемая методика широко применяется на начальных этапах проектирования разработки месторождений природных газов, когда из-за недостаточных количества и достоверности исходной информации не представляется возможным использовать более точные и совершенные расчетные методы. Этот метод заслуживает внимания при проведении технико-экономических расчетов для установления перспектив разработки газоносной провинции, при отыскании принципиальных решений вопросов разработки месторождения и обустройства промысла. Технико-экономические расчеты характеризуются большим числом вариантов, большим объемом вычислительной работы. Поэтому использование рассматриваемого метода целесообразно и при проведении технико-экономических расчетов на современных ЭВМ.

После нахождения принципиальных решений более точные расчеты проводятся при помощи соответствующих точных методов с учетом дополнительных геолого-промысловых факторов [8].

Задача 3. Разрабатывается круговая газовая залежь при газовом режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. Продуктивные отложения принимаются недеформируемыми, однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины – постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы, начальное пластовое давление, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» скважины, давление конца разработки известны по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи и доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи приведены в приложении Б (таблица Б.5).

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа с использованием метода последовательной смены стационарных состояний. Расчеты произвести по временным шагам, i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета

1 Определяем годовой отбор при стандартных условиях на i – й момент времени (задается на периоды нарастающей и постоянной добычи в % от балансовых запасов).

2 Определяем накопленную добычу на i – й момент времени путем суммирования годовых отборов.

3 Определяем отношение на i – й момент времени по уравнению материального баланса (2).

4 Определяем средневзвешенное пластовое давление по методике, приведенной в приложении А, или графику от .

5 По уравнению связи (26) определяем забойное давление для «средней» скважины на i – й момент времени.

6 По формуле (27) определяем дебит «средней» скважины на i – й момент времени.

7 Определяем требуемое число скважин на i – й момент времени по формуле (28).

8 Проверяем условие . Если условие выполняется, то повторяем все расчеты по пунктам 1 – 7, иначе переходим к расчету показателей разработки на стадии падающей добычи.

9 Определяем в j-м приближении (в первом приближении j=1) накопленную добычу газа по формуле

. (29)

10 Определяем отношение по уравнению материального баланса (2).

11 Определяем средневзвешенное пластовое давление по методике, приведенной в приложении А, или графику от .

12 По формуле (27) определяем дебит «средней» скважины .

13 Определяем в (j+1)-м приближении накопленную добычу газа по формуле (число скважин в период падающей добычи постоянно и равно числу скважин на последний год периода постоянной добычи)

. (30)

14 Определяем отношение по уравнению материального баланса (2).

15 Определяем средневзвешенное пластовое давление по методике, приведенной в приложении А, или графику от .

16 Проверяем условие

. (31)

Если условие выполняется, то накопленную добычу считают рассчитанной и переходят к следующему пункту, иначе расчеты повторяют по пунктам 12 – 15.

17 По уравнению связи (26) определяем забойное давление для «средней» скважины на i – й момент времени.

18 Годовой отбор газа определяем как разность накопленных отборов.

19 По формуле (27) определяем дебит «средней» скважины.

20 Проверяется условие

. (32)

Если условие (32) выполняется, то повторяем расчеты по пунктам 9 – 20, иначе расчет показателей разработки газовой залежи при газовом режиме для заданной динамики темпа отбора газа и технологического режима эксплуатации «средней» скважины с постоянной депрессией на пласт считается завершенным.

Результаты расчета заносятся в таблицу 5. На рисунках приводится динамика показателей разработки.

Таблица 5 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при газовом режиме