Laboratornaya_rabota__6_po_ORNGM_s_tablitsey_6_2_i_6_3

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 6

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ «СРЕДНЕЙ» ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

6.1 Краткая теория

Наибольшее распространение для расчета показателей разработки залежи при газовом режиме получила методика, основанная на предположении, что распределение давления в газовой залежи такое же, как при установившейся (стационарной) фильтрации газа. Это допущение без значительной ошибки позволяет использовать в расчетах уравнения притока, полученные для случая установившейся фильтрации газа.

Для проведения расчетов должны быть заданы: зависимость изменения во времени отборов газа из залежи; запасы газа; начальные пластовая давление и температура; коэффициенты фильтрационных сопротивлений для скважин; допустимые технологические режимы эксплуатации скважин.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимают режим, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. Он должен обеспечить получение максимально возможного дебита при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, которые могут привести к различным осложнениям. Получение максимально возможного дебита способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения.

Система «пласт – скважина – газопровод – потребитель» представляет собой единую газодинамически связанную систему. Поэтому, чем меньше потери пластовой энергии в каждом ее звене, тем меньше экономические затраты на добычу газа. Однако имеется множество условий, ограничивающих дебит, которые можно разделить на четыре группы:

1)геологические – разрушение призабойной зоны пласта; образование языков и конусов обводнения; выпадение газоконденсата в призабойной зоне пласта;

2)технологические – образование гидратов в призабойной зоне и стволе скважины; необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц; обеспечение необходимых условий работы установок подготовки газа к транспорту; обеспечение минимума пластовых потерь давления в зависимости от расположения скважин на залежи и регулирования величины дебитов по отдельным скважинам;

3)технические – недоброкачественность цементажа и негерметичность обсадных колонн, что может вызвать прорыв верхних или нижних вод, утечку газа; вибрацию устьевого оборудования при больших дебитах; опасность разрыва колонны обсадных труб с увеличением давления в скважине;

1

допустимое давление в наземных аппаратах и коммуникациях; ограниченную пропускную способность фонтанных (обсадных) труб и газопроводов; опасность смятия эксплуатационной колонны при малых давлениях в скважине; опасность разрушения обсадных и фонтанных труб из-за коррозии или эрозии;

4) экономические – выбор такого распределения потерь давления по системе в целом и в том числе в скважине, чтобы общие приведенные экономические затраты по месторождению были минимальными.

С учетом названных условий выбирают один из следующих технологических режимов:

-постоянного градиента давления на стенке скважины;

-постоянной депрессии давления;

-постоянного дебита скважины;

-постоянной скорости фильтрации на забое скважины;

-постоянного забойного давления;

-постоянного устьевого давления.

Различные технологические режимы эксплуатации скважин соответственно имеют различную математическую запись.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим поддержания в скважине максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде:

где РПЛ(t) – пластовое давление в районе некоторой скважины в момент времени t;

РС(t) – забойное давление в той же скважине в момент времени t;

δ– допустимая депрессия на пласт.

Вряде методов определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие «средней» скважины, т. е. расчеты выполняются на «среднюю» скважину. Принимается, что «средняя» скважина – это такая гипотетическая скважина, которая имеет среднюю глубину, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Введение понятия «средней» скважины преследует две цели:

- более точно учесть разнодебитность скважин на месторождении, различие скважин по продуктивным характеристикам;

- 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 методов статистики и теории вероятностей. Однако из-за недостаточного объема

2

Таблица 6.1

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений и депрессия на пласт по скважинам

6