книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

Приведенные уравнения для разных интервалов времени обладают непре­

Ужт (0 = -^- ( i —-р-У ig *) ;

t =& г; 7?Жг(?) = 0, Е ж г0)= 1-

Для промежуточного интервала времени величины Еж г и Q связаны непо­ средственно с Яж. г следующим выражением:

На рис. 87 представлены зависимости содержания жирного газа в продукции скважины и суммарной добычи его (в долях) от общего количества прокачанного через пласт сухого газа при s = 0,60; 0,75; 0,90 и г = 1; 10; 100. Когда г — 10, то отношение максимального значения коэффициента проницаемости к его минимальному значе­ нию равно 10, а при г = 100 это отношение равно 100. Случай, когда г = 1, соответствует однородному по коллекторским свойствам

рыву сухого газа в эксплуатационные скважины по наиболее про­ ницаемым пропласткам. Кривые для г = 1 отражают принятую функциональную зависимость для F.

Из приведенного рис. 90 следует, что в однородном пласте прорыв сухого газа происходит в момент, когда доля прокачанного газа

равна эффективности вытеснения s. При г = 10 прорыв сухого газа в эксплуатационные скважины происходит тогда, когда доля прока­ чанного сухого газа достигнет 23,4; 29,3 и 35,2% соответственно при s = 60, 75 и 90%. Это означает, что в неоднородном пласте прорыв сухого газа происходит в гораздо более ранние моменты времени. Естественно, что приведенные величины 23,4; 29,3; 35,2% характеризуют также суммарную добычу жирного газа до момента первого прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины.

Для г = 100 до прорыва сухого газа удается извлечь жирного газа соответственно 12,9, 16,1 и 19,4% от первоначального его содержания в пласте.

Е В ' & &

Прорыв сухого газа по наименее проницаемым пропласткам при г = 10 происходит при суммарном количестве прокачанного сухого газа 2,34; 2,93 и 3,52 объема норового пространства залежи соответ­ ственно при s = 0,60; 0,75 и 0,90. К этому времени содержание жирного газа в продукции залежи составит 7,41; 3,70 и 1,23%. Общая же добыча жирного газа к этому моменту достигнет соответ­ ственно 92,2; 97,2 и 99,56% от начальных запасов жирного газа в пласте. При г = 100 объем переработанного газа к моменту прорыва

времени добываемый газ будет содержать 0,68; 0,33 и 0,11% жирного газа. Общая добыча жирного газа при этом составит 96,1; 98,6 и 99,99% от начального его содержания в пласте.

Из приведенных результатов видно существенное влияние неод­ нородности пласта на эффективность обратной закачки газа. Стремле­ ние к получению значительных величин коэффициента конденсато­ отдачи приводит соответственно к возрастанию, в основном, эксплу­ атационных расходов в связи с существенным увеличением продол-

292

жительности периода закачки сухого газа. Поэтому оптимальная добыча конденсата определяется технико-экономическими расчетами.

При определении времени окончания процесса рециркуляции газа необходимо учитывать, что не весь оставшийся в пласте конден­ сат будет потерян. При дальнейшей разработке месторождения на истощение будет добыто еще некоторое количество конденсата.

Итак, в данном параграфе показана приближенная методика учета влияния неоднородности пласта на эффективность разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давле­ ния закачкой сухого газа с целью извлечения конденсата.

Для практического применения этой методики необходима ста­ тистическая обработка кернового материала с целью определения функции, например, распределения проницаемости. При наличии такой функции составляется расчетная модель пласта. На электри­ ческом интеграторе или ЭВМ определяются характер зависимости (1) и коэффициент эффективности вытеснения по площади жирного газа сухим. После этого определяются изменение во времени доли жирного газа в продукции залежи, общая величина добычи жирного газа (конденсата) и коэффициент конденсатоотдачи при различных объе­ мах закачки сухого газа. На основе технико-экономических расчетов определяется наилучший вариант процесса рециркуляции газа.

Вместе с этим необходимо иметь в виду следующее. Проведение расчетов по изложенной методике приводит к резуль­

татам, справедливым не для рассматриваемой залежи, а для ее схемы. Это связано прежде всего со схематизацией фильтрационных потоков и неоднородности пласта. При расчетах приближенно учитывается реальное распределение давления в пласте, вызванное работой произвольно расположенных, разнодебитных скважин в неоднород­ ных по коллекторским свойствам залежах произвольной конфигура­ ции. Следовательно, эти расчеты не позволяют ответить на вопросы о реальном движении границы раздела между жирным и сухим газом, об изменении во времени доли жирного газа в продукции отдельных скважин и т. д. Поэтому при таких расчетах трудно учи­ тывать возможность регулирования процесса движения границы раздела.

Из изложенного следует, что рассматриваемая методика позволяет найти интересующие нас показатели процесса закачки сухого газа лишь в среднем для залежи и ее продукции. Эти усредненные данные являются достаточными для проведения указанных технико-экономи­ ческих расчетов, выбора системы обустройства промысла, обеспе­ чивающего максимальное извлечение конденсата из продукции скважин.

§ 6. Определение показателей разработки газоконденсатного месторождения при поддержании пластового давления путем законтурного заводнения

Помимо обычных, уже отмечавшихся показателей, при проектиро­ вании разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием

293

пластового давления путем закачки воды необходимо определить следующие зависимости:

1)изменение во времени объема воды, необходимого для поддержа­ ния пластового давления на определенном уровне;

2)изменение во времени необходимого числа нагнетательных скважин, расходов воды по ним и давления нагнетания;

3)коэффициенты газоотдачи обводняемой зоны пласта и место­ рождения в целом для каждой рассматриваемой системы разработки.

Эти зависимости определяются для каждой рассматриваемой величины отбора газа (и конденсата). Для каждой величины отбора газа рассматриваются подварианты по системам размещения эксплу­ атационных и нагнетательных скважин (при разных значениях под­ держиваемого давления в залежи).

Особенности проявления естественного водонапорного режима практически ничем не отличаются от процесса вытеснения газа водой при законтурном завод­ нении. Поэтому изложенные методы расчета продвижения воды в газовые за­ лежи могут использоваться при определении показателей разработки газокон­ денсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Это прежде всего касается методов решения на электрических моделях или ЭВМ задач с подвижной границей раздела газ—вода. Тогда показатели за­ контурного заводнения удается определять при решении задачи в наиболее точной математической постановке — в результате решения двумерных задач с подвижной границей раздела газ—вода.

Заметим, что относительно точная математическая постановка задачи отно­ сится в основном к методике решения задачи и не всегда — к соответствующим результатам. Точность прогнозных расчетов целиком определяется объемом и достоверностью исходной информации. Для повышения эффективности про­ цесса законтурного заводнения, получения более достоверного прогноза необ­ ходимо добиться, чтобы весь разрез по мощности был равномерно охвачен дре­ нированием и процессом вытеснения газа водой. В этом случае отодвигается опасность преждевременного обводнения скважин, создаются предпосылки для достижения наибольших значений коэффициентов газо- и конденсатоотдачи.

Для проведения оценочных расчетов в ряде случаев при опреде­ лении показателей разработки с законтурным заводнением бывает достаточно исходить из рассмотрения притока воды в укрупненную скважину (залежь). Тогда расчеты существенно упрощаются. Однако при этом методика расчетов приобретает некоторые особенности. Постараемся показать эти особенности и построим методику расчетов с использованием более точной формы записи уравнения материаль­ ного баланса. Такой подход связан с необходимостью учитывать при выборе рационального варианта разработки возможный коэффи­ циент газоотдачи. На начальных этапах проектирования разработки месторождений природных газов вопрос о возможной величине коэф­ фициента газоотдачи практически не рассматривается из-за недоста­ точной информации о параметрах, строении и протяженности водо­ напорного бассейна. Например, неизвестные вначале фильтрацион­ ные экраны могут внести существенные коррективы в особенности проявления водонапорного режима. При рассмотрении же эффектив­ ности законтурного заводнения мы имеем дело с вполне управляемым процессом. Характеристика водонапорного бассейна в региональном

294

плане не влияет на основные показатели законтурного заводнения, она определяетлишь утечки закачиваемой воды. Изученность же водоносного пласта от начального контакта газ—вода до системы нагнетательных скважин позволяет получить достаточно надежные технико-экономические показатели различных систем и выбрать наивыгоднейшую систему разработки месторождения и обустройства промысла.

Газоконденсатную залежь аппроксимируем укрупненной скважи­ ной с переменным во времени радиусом R (t). В расчетной схеме предполагаем, что нагнетательные скважины располагаются в виде круговой батареи с радиусом R6. Водоносный пласт заменяем соответ­ ствующим эквивалентным, однородным по коллекторским свойствам водоносным пластом.

Для расчетов используем следующее уравнение материального баланса для случая водонапорного режима и учета неполноты вытес­ нения газа водой:

Qn(t)

Строго говоря, величина коэффициента остаточной газонасыщенности является функцией давления в обводненном объеме пласта [71 ]. Поэтому введем в рассмотрение следующую функциональную зави­ симость:

Основная трудность непосредственного использования уравне­ ния (5) заключается в неизвестности величин рв (t) и <хост (рв), что

295

приводит к необходимости в дальнейших расчетах пользоваться методом последовательных приближений.

В принципе уравнение (5) устанавливает соотношение между средней величиной поддерживаемого пластового давления в залежи и объемом воды, которая должна поступать в залежь на разные моменты времени.

Пусть, в частном случае, среднее давление в залежи в процессе разработки необходимо поддерживать на уровне начального пласто­

вого давления (р (t) = рн). Тогда объем поступающей в залежь воды для поддержания неизменного пластового давления опреде­ ляется следующим соотношением:

В частном случае пренебрежения защемленным газом в обводнен­ ном объеме пласта имеем

<?»(*)

Дат(?доб (О

Рн

zh

Физический смысл последнего соотношения заключается в том, что для поддержания пластового давления на начальном уровне суммарное поступление воды в залежь должно равняться добытому количеству газа в соответствующие моменты времени, приведенному

кпластовой температуре и начальному пластовому давлению.

Впределах от R (t) от R6 имеем две характерные зоны фильтра­ ции: от R6 до R3 (радиус начальной границы раздела газ—вода) —

Исключение из (6) и (7) неизвестного давления на расстоянии i?3 дает

В первом приближении принимаем, что среднее давление в обвод­ ненном объеме равняется начальному пластовому давлению. Тогда,

296

согласно известной зависимости (4), имеем аост (ря), а расчеты по формуле (5) позволяют установить зависимость (при заданном уровне поддерживаемого давления в залежи)

Учитывая, что

t

<?в ( 0 = | дв (0 dt,

О

дифференцирование (9) дает зависимость изменения во времени дебита поступающей в залежь воды

Давление на подвижной границе раздела газ—вода принимается равным среднему пластовому давлению в залежи, т. е. р (R, t ) ^ р (t). Следовательно, уравнение (8) может быть переписано так:

С использованием (10) и (11) определяем зависимость изменения во времени давления на окружности радиусом R6:

По значениям давления на расстояниях R (t) и R3, уточняем зависимость изменения во времени среднего давления в обводненном объеме пласта

297

ницаемости для воды в обводненной зоне пласта на разные моменты

Тогда изменение во времени суммарного потребного объема закачиваемой воды составит

Q сум ( 0 = <?в ( t ) + (?ут (*)>

или в единицу времени имеем

с потребным числом нагнетательных скважин пя и их приемистостью по воде qB связывается очевидным соотношением

298

Согласно методу Ю. П. Борисова, расстояние между скважинами в 2о «сворачивается» в окружность радиусом гк и давление на рас­ стоянии гк принимается равным давлению р (Re). Тогда уравнение «оттока» для одной нагнетательной скважины записывается в виде:

Здесь а — коэффициент фильтрационного сопротивления для зоны пласта с радиусом гк; приближенно а может быть принято равным коэффициенту А, определяемому по данным исследования скважин при установившихся закачках воды.

При известных зависимостях (12) и (20) уравнение (21) позволяет установить зависимость изменения во времени забойного давления в нагнетательных скважинах, которая будет обеспечивать требуемую приемистость скважин (20).

Если приемистость скважин ограничена, то из (19) определяется увеличение во времени необходимого числа нагнетательных скважин

пя = пи (t),

а с использованием (21) — требуемые значения давления нагнетания на забоях скважин.

Коэффициенты газоотдачи по каждому варианту разработки

в газонасыщенной и обводненной зонах пласта на момент окончания разработки месторождения.

При известном значении коэффициента газоотдачи р не пред­ ставляет затруднений оценить коэффициент конденсатоотдачи пла­ ста [81].

§ 7. Определение экономической эффективности разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления

Эффективность поддержания пластового давления на газоконден­ сатном месторождении зависит от ряда факторов: начального содер­ жания конденсата в газе, коэффициентов конечной газо- и конденса­ тоотдачи, продолжительности периода поддержания давления, числа

иместорасположения эксплуатационных и нагнетательных скважин

идругих факторов.

Экономическую эффективность способов разработки газоконден­ сатных месторождений оценивают по методике, изложенной в ра­ боте [16].

Наиболее выгодным способом разработки месторождения среди сравниваемых считается тот, при котором показатель народнохозяй­

299

ственного эффекта будет максимальным. Этот показатель рекомен­ дуется определять по следующей формуле:

и конденсата) и осуществления затрат; Т — полный срок разработки по варианту; t — порядковый номер года разработки.

Показатель типа (1) известен в экономической литературе как критерий «максимум эффекта». Его использование всегда необходимо при экономической оценки таких вариантов, по которым неодинаковы объем и распределение во времени выпускаемой продукции. Именно к таким вариантам относятся и способы разработки газоконденсатных месторождений, так как для них характерны резкие различия в сум­ марном объеме добываемого конденсата и сроках извлечения запасов газа.

Очень важными параметрами критерия «максимум эффекта» являются показатели стоимостной оценки газа и конденсата (Рт

иРк). Для того чтобы оценка данных продуктов действительно приближалась к народнохозяйственной, необходимо прежде всего установить их конечную стоимость у потребителей. Известно, что конденсат в конечном итоге потребляется в виде различных продук­ тов, полученных путем его переработки (моторные топлива и нефте­ химическая продукция). Поэтому, рассчитав выход товарных про­ дуктов при переработке 1 т конденсата, можно путем умножения выходов на соответствующую цену промышленности получить оценку конденсата у потребителей. Разница же между полученной величиной

изатратами на переработку, транспорт конденсата и готовой продук­ ции будет представлять собой оценку конденсата в пункте его добычи, позволяющую вместе с тем полностью учесть и эффект у потребителя. Определяемый таким образом показатель и следует применять в рас­

четах по формуле (1). Установлено, что значение Рк в зависимости от состава конденсата колеблется в пределах 45—55 руб./т.

Почти для каждого экономического района СССР в настоящее время путем оптимизации топливно-энергетического баланса страны определены «замыкающие затраты» на использование газа. Они значительно точнее, чем другие известные показатели (в том числе и цены промышленности), отражают действительные народнохозяй­ ственные затраты на использование этого ценного вида топлива, так

300