Cтраница 1
Коэффициенты текущей газоотдачи в районах УКПГ-2 и УКПГ-4 примерно одинаковы, хотя суммарная добыча газа по этим участкам отличается в 1 2 раза. [1]
Значение коэффициента текущей газоотдачи может быть определено как отношение добытого на данный момент времени количества газа к общим запасам, рассчитанным по одному из перечисленных выше методов. Интенсивность годового отбора газа, устанавливаемая на период постоянной добычи газа, предопределяет величину текущей газоотдачи. [2]
Подвариант 2 характеризуется только коэффициентом текущей газоотдачи в период постоянной добычи газа. [3]
Одним из основных показателей разработки является количественная оценка суммарного отбора газа в отдельности по скважинам и по залежам в целом, что естественным образом связано с коэффициентом текущей газоотдачи. Анализ состояния процесса отбора газа был произведен путем обработки результатов построенных карт изолиний равных отборов газа в целом по VII горизонту месторождения Хара-Зиря - дениз за период 1985 - 1995 гг. Причем с целью прослеживания динамического изменения характера разработки были использованы данные по отбору газа и построены карты в отдельности за 1980, 1985, 1990 и 1995 г. Такой подход позволяет более точно интерпретировать до-бывные возможности каждой скважины в отдельности, а также уточнить наличие зон, характеризуемых как слабодренированные, и зон, обладающих определенными потенциальными возможностями. [4]
В нашем случае, как было показано выше, темп снижения пластового давления по эксплуатационным участкам определяется не фактической добычей газа, а ее балансовым значением. Поэтому коэффициенты текущей газоотдачи, рассчитанные по уравнению (4.9), не будут отражать истинную картину состояния разработки. В качестве примера приведем результаты расчетов для УКДГ-2 месторождения Медвежье. [5]
Отметим, что найденные величины весьма условны ввиду допущений, принятых при построении карты обводнения. Они не поддаются корреляции ни с коэффициентом текущей газоотдачи, ни с показателями активности проявления водонапорного режима разработки. Средняя скорость подъема ГВК, найденного с использованием карт обводнения, равна 0 58 м / мес, или 0 7 м / год. Как видим, она почти в 3 раза меньше средней скорости, найденной с помощью построенной гистограммы распределения скоростей подъема ГВК. Изложенное обусловлено низкой достоверностью построенной карты обводнения. Следовательно, в условиях ограниченной информации о подъеме ГВК на различных ( участках структуры достаточно сложно построить достоверную карту обводнения продуктивных отложений. Такие карты нркно использовать только для изучения характера подъема воды на том или ином участке месторождения. Применять их для количественной оценки объемов внедрившейся воды и других параметров проявления водонапорного режима разработки нецелесообразно из-за низкой достоверности. По Уренгойскому и Вынгапуровскому месторождениям по состоянию на 13 - й год разработки отсутствует необходимая информация для определения вида зависимостей высоты и скорости подъема ГВК на отдельных участках структуры в процессе эксплуатации. [6]
Следовательно, и математическое ожидание рассматриваемой случайной функции выражается зависимостью параболического типа. Для отыскания коэффициентов ai и Pi этой зависимости разбиваем промежуток изменения коэффициента текущей газоотдачи / Сг ( 0 на равные интервалы и для каждого значения интервала / Сг ( 0 находим значения КобгРзап - Здесь Q3an - запасы газа района 1-го УКПГ. [7]
В этом случае проницаемость верхнего, а также нижних пропластков будет в 2 раза хуже по сравнению с проницаемостью в предыдущем варианте. Из-за увеличения депрессии на пласт практически в 2 раза, для обеспечения темпов отбора, аналогичных темпу отбора в варианте 52а, в связи с ухудшением проницаемости верхнего пропластка, в котором расположен горизонтальный ствол, период постоянной добычи газа по подвариантам устанавливали, исходя из возможности работы скважины без технологических осложнений в течение более длительного периода. Коэффициенты текущей газоотдачи, полученные в конце периода постоянной добычи, приведены в табл. 4.9. На период падающей добычи устанавливается режим постоянной депрессии на пласт. [8]
В табл. 49 приведено значение интеграла для условия текущей газоотдачи по всем УКПГ, равной 0 8 ( параметр Si / [ / Cr ( 0 ] 2) - Из табл. 49 следует, что наиболее активно водонапорный режим разработки проявляется на участке, эксплуатируемом скважинами УКПГ-2. При одном и том же коэффициенте текущей газоотдачи ( например, при / Сг40 %) степень обводнения участка УКПГ-2 примерно в 1 5 раза выше, нежели участка УКПГ-3. Подъем ГВК в районе скважин УКПГ-2, как уже отмечалось, является также наибольшим и достигает на начало 1984 г. почти 40 м ( скв. [9]
Однако, если рассматривать табл. 49, где приведены показатели по темпам годовых отборов газа с отдельных районов месторождения и соответствующие им коэффициенты активности проявления водонапорного режима, то сделанный ранее вывод не подтверждается. Например, с наименьшим темпом годового отбора эксплуатируется газовая залежь в районе расположения скважин УКПГ-4. Показатель активности проявления водонапорного режима эксплуатации для этого участка тоже наименьший. Медвежье строгой функциональной зависимости между темпом отбора газа и активностью проявления водонапорного режима разработки. Очевидно, что активность внедрения воды на том или ином участке месторождения определяется ( кроме темпа извлечения газа) и особенностями геологического строения пласта. Расчеты показали, что для Вынгапуровского месторождения, так же как и для Медвежьего, степень обводнения газонасыщенного объема залежи и коэффициент текущей газоотдачи связаны между собой зависимостью параболического типа. Темпы годового отбора газа на Вынгапуровском месторождении и в районе УКПГ-8 также примерно одинаковы. [10]