Диссертация (1172988), страница 16
Текст из файла (страница 16)
Wicks [147] и Thotsaphon [146] наосновании моделирования разработки доказали, что для добычи МУП прямоугольнаяформа дренажной зоны лучше, чем квадратная. Применяемые скважины в ихисследовании – вертикальные, и работают в режиме постоянного забойного давления.В ходе исследования они учитывали разные степени анизотропии проницаемостиугольного пласта и разные формы сетки размещения скважин (квадратную ипрямоугольную). В этой работе для определения формы дренажной зоны в моделииспользуются следующие формулы:0,25KxLx =√A* ( )KyK0,25yLy =√A* ( )Kx,(3.18а),(3.18б)где: Lx – длина прямоугольной формы дренажной зоны;Ly – ширина прямоугольной формы дренажной зоны;A – площадь дренажной зоны;Kx – проницаемость по направлению главного кливажа;Ky - проницаемость по направлению вторичного кливажа.Лабораторные измерения анизотропии проницаемости пласта бассейна San Juanвыполнены авторами Gash и другие [148], и соотношение проницаемостей понаправлению главного кливажа и по направлению вторичного кливажа составляет 2:1.Полевые эксперименты для определения анизотропии проницаемости угольногопласта в регионе Pratt выполнены на основании испытания интерференции скважинавтором Pashin [149], и значение составляет 15:1.
В общем, значения анизотропиипроницаемости угольного пласта варьируются в пределах от 2:1 до 4:1 [150], и вбассейне Qinshui – 2,09:1 [117].Поставив А=0,09 км² и Kx/Ky=2,09:1 в формулах 3.18а и 3.18б, установлена формазоны дренирования скважин для моделирования в этой работе – 360 м * 250 м.3.398Анализ влияния размера каверны на эффективность разработкиДля изучения влияния размера каверны на эффективность применения способазаканчивания скважины с кавитацией в этой работе проведено гидродинамическоемоделирование разработки с помощью симулятора Eclipse от компании Schlumberger.При моделировании рассмотрены 4 варианта радиуса каверны: 0,1 м (безкавернообразования как базовый вариант – вариант 1), 0,3 м (вариант 2), 0,8 м(вариант 3) и 1,3 м (вариант 4).На рисунке 3.5 приведена динамика изменения дебита газа в течение 15-и летнейэксплуатациизалежейприсозданиикавернразныхразмеровибезкавернообразования.
Как видно из рисунка, вариант 1 проигрывает варианту 4 помаксимальному дебиту газа и времени достижения максимального дебита. Сувеличением радиуса каверны повышаются максимальные дебиты и величинынакопленной добычи газа, и момент достижения максимального дебита (обозначенбуквой «Т» на рисунке 3.5) приходит быстрее.Рисунок 3.5 Динамика изменения во времени дебита газа при заканчиваниискважин с кавитациейПоказателиразработки,полученныепримоделированииразработкиметаноугольных залежей с созданием каверн разных размеров, сравниваются свариантомбезкавернообразования.Призаканчиваниискважиныбезкавернообразования максимальный дебит газа составляет 1435 м³/сут, накопленная99добыча газа - 6,10 млн м³, и момент достижения максимального дебита наступаетпосле 1460 дней с момента начала обезвоживания.
Из рисунка видно, что скважинавыходит на максимальный дебит по газу на разные моменты времени в зависимостиот размера каверны. При создании каверны радиусом 1,3 м максимальный дебит газадостигается после 850 дней с момента начала разработки, за этот период дебиты газапри вариантах без кавернообразования и создания каверны радиусом 0,3 м, 0,8 мсоставляют 85,8%, 94,1% и 98,3% от своего максимума, соответственно.По сравнению с вариантом без кавернообразования при создании кавернрадиусом 0,3 м, 0,8 м и 1,3 м максимальный дебит газа увеличивается на 297, 622 и834 м³/т (т.е. 20,7 %, 43,4 % и 58,1 % соответственно), накопленная добыча газаувеличивается на 0,83, 1,57 и 2,00 млн м³ (т.е.
13,6 %, 25,8 % и 32,8 % соответственно),а момент достижения максимального дебита уменьшается на 217, 489 и 607 дней (т.е.14,9 %, 33,5 % и 41,6 % соответственно).В ходе выполнения этой работы изучена зависимость максимального дебита и26009.0E+0622008.0E+0618007.0E+0614006.0E+0610005.0E+060Накопленная добычагаза, м3Максимальный дебитгаза, м3/сутнакопленной добычи газа от размера каверны, которая представлена на рисунке 3.6.0.511.5Радиус каверны, мНакопленная добычаМаксимальный дебитРисунок 3.6 Зависимость максимального дебита и накопленной добычигаза от радиуса каверныЧем больше радиус каверны, тем больше дебит скважины и накопленная добычагаза.
Однако, данная зависимость является нелинейной, и характеризуетсяпостепенным уменьшением темпа роста максимального дебита и накопленной100добычи газа при равномерном увеличении размера каверны и стремлением кнекоторому предельному значению, особенно при радиусе каверны более 0,8 м. Такимобразом, при заканчивании скважин с кавитацией существенно улучшаютсяпоказатели разработки, особенно при радиусе каверны менее 0,8 м, а при радиусе от0,8 м темп роста максимального дебита и накопленной добычи газа замедляется.3.4Выводы к главеВ данной главе рассмотрено определение размера каверны при заканчиваниискважин с кавитацией для добычи МУП. Разработан алгоритм расчета размеракаверны и доказана его применимость для участка QD метаноугольного бассейнаQinshui.
Предложенная формула дает сходные результаты с промысловыми данными,получаемыми из другого участка этого бассейна с помощью каротажа. Проведеннымирасчетами по данным параметрических скважин установлено, что величина радиусакаверны на исследуемом участке QD варьируется от 0,28 м до 1,27 м.На основе трехмерного гидродинамического моделирования разработки участкаQD бассейна Qinshui выявлены прямая зависимость максимального дебита инакопленной добычи газа от размера каверны, отрицательная корреляция междувременем достижения максимального дебита и размером каверны. Зависимостьмаксимального дебита и накопленной добычи газа от размера каверны являетсянелинейной,ихарактеризуетсяпостепеннымуменьшениемтемпаростамаксимального дебита и накопленной добычи газа при равномерном увеличенииразмера каверны, особенно при радиусе каверны более 0,8 м.
Для рассматриваемогоучастка QD применение технологии заканчивания скважин с кавитацией (присоздании каверны радиусом 0,8 м) позволяет повысить дебит газа и накопленнуюдобычу на 43,4% и 25,8 % соответственно, и уменьшить время достижениямаксимального дебита на 33,5% по сравнению с вариантом без кавернообразования.Эффективность применения заканчивания скважин с кавитацией по сравнению сдругими способами нуждается в дальнейшем исследовании.101ГЛАВА 4. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГРП ДЛЯДОБЫЧИ МУП НА УЧАСТКЕ QD4.1Обоснование выбора жидкости разрыва для участка QDНаличие в угольном пласте обширной сети естественных трещин приводит кувеличению коэффициента утечки жидкости в пласт при проведении ГРП, и врезультате влияет на его эффективность. Коэффициент утечки жидкости влияет наобъем потери жидкости разрыва и размер полученных трещин, и в конечном итогевлияет на эффективность ГРП и продуктивность скважин [151].Так как по существу все потери жидкости при распространении трещин ГРПпроисходят в систему кливажей, объем потери жидкости разрыва значительно больше,особенно когда образуется сложная геометрия сетей трещин.
Несмотря на то, чтообщая высота разрыва может в 3-10 раз превышать толщину угольного пласта, потерижидкости происходят в основном внутри угольного пласта. Основные негативныеэффекты этого явления: ограничение распространения трещины, снижениеэффективности гидроразрыва, повреждение продуктивного пласта.
Поэтому припроектировании ГРП важным моментом является выбор жидкости разрыва, прикотором необходимо обратить внимание на следующие факторы.4.1.1 Виды жидкостей разрываВ качестве рабочей жидкости, как правило, используются загущенные жидкостина водной или углеводородной основе, а также применяются различные добавки,которые обладают разнообразными физическими свойствами.Уголь обладает высокой способностью сорбировать (абсорбировать и/илиадсорбировать) широкий спектр жидкостей и газов [152].
Одним из последствийсорбции жидкостей углем является набухание его матрицы, степень которого зависитот химической природы органического растворителя. Лабораторные исследованияпоказали [153], что процессы сорбции жидкостей углем и последующего набуханияего матрицы являются необратимыми. То есть, снижением давления практическиневозможно удалить жидкие химикаты, которые сорбируются на угле. Поэтому однимиз критериев при выборе рабочей жидкостей и к ней добавок для гидроразрыва102угольных пластов является то, что следует как можно меньше закачать в угольныепласты органических веществ для уменьшения повреждения пласта. Контакт угля сгелем, полимерами или другими химическими веществами может быть оченьвредным для проницаемости и пористости кливажей. Для минимизации этогоповреждения проницаемости при гидроразрыве угольных пластов целесообразноприменить жидкости разрыва на водной основе, которые применяются сегодня вбольшинстве обработок.
Данный вид жидкости разрыва имеет ряд преимуществ наджидкостью на углеводородной основе: жидкости на водной основе экономичнее;легко доступны; дают больший гидростатический эффект; не взрывоопасны; легчезагущается и контролируется.4.1.2 Совместимость с пластом и жидкостями в пластеВ ходе операции гидроразрыва угольных пластов происходит поглощениерабочей жидкости через систему кливажей в зоне поблизости от поверхности трещин,что приводит к повышению насыщения жидкостью этой зоны вторжения, и врезультатеэффективнаягазопроницаемость(пометану)снижается.Еслипроницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, этоможет привести к полному блокированию притока. Кроме того, в обрабатываемыхпластах часто присутствуют пучинистые глины, которые при контакте с жидкостьюразрыва набухают, что также вызывает нарушение проницаемости продуктивногопласта.Необходимо учесть еще один важный момент.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
