15. Определение потребного числа скважин. Постановка задачи расчета показателей разработки газовой залежи.

При проектировании процесса разработки мест-я прир.газов потребное число скв-н определ. По формуле , Q(t) – годовой отбор, q(t)-средний дебит, K(t) – коэф. резерва (>1).

Для каждого мест-я должен обосновываться применяться свой коэф.резерва. Коэф. резерва учитывает следующее: 1) возможность неравномерного потребления газа; 2)возможность частичного или полного выбытия из эксплуатации некоторых скв-н, в связи с их обводнением, коррозией и т.д. 3)степень достоверности исходной геолого-промысловой инф-ции о мест-нии, о водном бассейне; 4)необходимость проведения стандартных, текущих и спец. иссл-й скв-н; 5) степень важности мест-я соответствующей системы газоснабжения и др.

Для учёта возможности неравномерности потребления газа рекомендуется при вычислении потребного числа скв-н исходить из равномерн. работы в течении 330 суток. Кэ=0,9 (коэф.эксп-ции). , Q – отбор газа из мест-яв суточном истечении из всего мест-я; q – среднесуточный дебит одной скв-ны в момент t. Учёт др.факторовв каждом конкретном случае может учитывать общее число скв. по сравнению с определ. потребным числом. При обосновании коэф. Резерва необходимо помнить об эколог-кой стороне этого вопроса.

Постановка задачи: для периода нарастающей и постоянной добычи дана зависимость изменения отбора газа. Расчеты ведутся для темпов отбора газа приведенных к стандартным физ. условиям (Tпл.=const). Известно: запасы газа, Tпл.. нач. пластовое давление, принятый технологический режим эксп-ции средней скв-ны, уравнение притока (aср.,bср.). Требуется определить во времени: изменение средневзвешенного пл. давления, забойное давление, дебит скв-ны, необходимое число экспл-ных скв-н по годам, дебит скважин.

14. Понятие средней скважины. Определение параметров ср. Скв-ны.

В ряде методов определения показателей разработки мест-ние используется понятие «средней» скв-ны. Принимается, что ср. скв-на имеет ср. глубину, ср. длину шлейфа, ср.конструкцию, ср.допустимый дебит и депрессию, ср. сопротивление фильтрац. aи b.

Определение параметров ср. скв-ны: 1) Осреднение по площади. Пусть на мест-нии имеется n скв-н по результатам иссл-й для них определены уравнения притоков, допустимые дебиты или депрессии. (1)

Средние параметры определяются исходя из предположения, что средний дебит проектныхскв-н принимается равным ср. дебиту сущ-щихскв-н, тогда (2). С учётом сказанного приток фиктивной скв-ны при ср. величине Δpср.2 и qср. будет определяться (3). Примем, что Δpср.2 и qср. равны среднеариф-м значениям .(4). Подставим (4) в (3) получим (5). Сопоставляя (2) и (5) найдём aср. и bср.: (6). Прогнозные расчёты проводятся при соблюдении Δpср.=const (δср.=const).

2) Осреднение параметров по разрезу. При разработке многопластовых мест-й единой сеткой скв-ны, часто изветсны параметры отдельных пластов и необходимо определить ср.фильт. характеристики скв., к-ые будут вскрывать одновременно все пласты соответствует не двучленной, а более сложной формулой. от qимеет выпуклость в сторону оси y и отсекает при q=0 отрезок . .

3)Определение параметров при несовершенном вскрытии пласта.

Если принять допущение о сложности, то коэф.aи bдля каждой скв-ны могут быть пересчитаны на условие полного вскрытия пласта по след.формулам. .

Алгоритм расчёта: 1)Задаемся различными величинами депрессии; 2)используя aрасч. и bрасч.для каждой скв., вычисляют дебиты для заданных сил; 3)полученные дебиты используют в 4, 6; 4)вычисленные значения qср.,aср., bср., δср.применимы для каждого варианта и характеризуют ср. скв-ну; 5)оптимальная δср.определ. при последующих технико-экон. расчётах.

22. Проблема газо- и компонентоотдачи пласта - одна из важнейших в газовой промышленности. Газо- и компонентоотдача пласта зависят от геологических, технологических и экономических факторов.

Газоотдача при газовом режиме

Если разработка некоторого месторождения экономически оправдана до конечного пластового давления , то извлекаемые запасы газа из пласта равняются:

; (2.28)

Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запасам газа с учетом уравнения (2.28) можно записать в виде:

; (2.29)

В некоторых случаях рентабельный отбор газа из месторождения определяется не , а средним давлением в дренируемой зоне пласта. Определение коэффициента газоотдачи по (2.29) возможно, если режим месторождения газовый.

В случае водонапорного режима конечный коэффициент газоотдачи может быть оценен по уравнению:

; (2.30)

Здесь , - обводненный и газонасыщенный поровые объемы на конец разработки залежи.

Уравнение (2.30) учитывает только микрозащемленные объемы газа, остающегося в обводненной зоне пласта. Если имеются данные о макрозащемленных объемах газа, то они также включаются в материальный баланс. Однако чаще это сделать бывает не просто, ибо в противном случае предпринимаются меры по извлечению газа из таких зон пласта.

Из (2.29), (2.30), теории и практики разработки месторождений природных газов следует, что коэффициент газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темпа отбора газа, расстояния до потребителя, необходимого давления для подачи газа потребителю и других факторов.

На основе анализа экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям приводятся различные возможные значения коэффициентов газоотдачи. Так А.Л. Козлов считает, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторские свойства и т.д.) и начальных пластовых давлениях выше 5МПа можно ожидать коэффициент газоотдачи около 0,97. Для месторождения с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями коэффициент газоотдачи может составлять 0,8.

В случае газового режима М.А. Жданов и Г.Т. Юдин коэффициент газоотдачи рекомендуют принимать равным 0,9 - 0,95, а при водонапорном режиме - 0,8. Приведенные и другие средние коэффициенты газоотдачи можно рассматривать лишь как ориентировочные, так как каждое месторождение характеризуется только ему присущими особенностями.

Конденсатоотдача

Значительное внимание уделено вопросам газоотдачи в связи с тем, что она предопределяет конденсатоотдачу газоконденсатных месторождений при реализации режима истощения. Если даже коэффициент газоотдачи близок к 100%, то конденсатоотдача обычно не превышает 70%, ибо всегда имеют место пластовые потери конденсата в связи с ретроградной конденсацией.

Зависимость конденсатоотдачи от газоотдачи объясняется следующим. Каждый микро- и макрозащемленный объем газа содержит в себе конденсат в растворенном виде. Поэтому если теряются эти пузырьки газа и целики газа, то вместе с ними теряется и конденсат. Следовательно, если в приведенном примере газоотдача рассматриваемой залежи ожидается на уровне 0,8, то коэффициент конденсатоотдачи не превысит , или 56%.

Распространенная в практике разработки газоконденсатных месторождений тенденция такова, что чем больше начальное удельное содержание конденсата в газе (конденсатогазовый фактор), тем ниже коэффициент конденсатоотдачи в режиме истощения пластовой энергии.

Содержание конденсата в пластовом газе Оренбургского месторождения до начала его разработки составляло 72 г/м3 , ожидаемая здесь конденсатоотдача оценивается в 54%. Начальное содержание конденсата в газе месторождения Вуктыл равнялось 360 г/м3 (500 см3/м3), а фактически достигнутая, близкая к конечной величина конденсатоотдачи находится на уровне 30-31%. В Карачаганакском месторождении, содержание конденсата в пластовом газе существенно изменяется с глубиной залегания. Поэтому и конденсатоотдача соответствующих интервалов (эксплуатационных объектов ) при истощении пластовой энергии будет различаться.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что режимы истощения при разработке газовых и особенно газоконденсатных месторождений не всегда обеспечивают высокие коэффициенты извлечения газа, конденсата и других компонентов. Также как газоотдача предопределяет величину конденсатоотдачи, так добыча других компонентов (этана, пропана, , редких газов и др.) зависит от конечной газоотдачи.