Диссертация (1172988), страница 23
Текст из файла (страница 23)
Это объясняется повышением охвата всей дренируемойобласти по сравнению с другими вариантами. При этом накопленная добыча газа посравнению с вариантами 5 и 9 стволов увеличивается на 3,4 % и 8,5 %, соответственно.145Вариант 3 имеет наибольшее количество боковых стволов, но длина стволовнебольшая, вследствие чего охват краевых зон пласта - слабый.
В случае 4-х боковыхстволов длина стволов - большая, но при этом не обеспечивается равномерный охватпласта из-за малого количества стволов. Поэтому оптимальное количество стволовперистой скважины для участка QD равно 7.Рисунок 5.13 Три варианта количества боковых стволовРисунок 5.14 Дебит и накопленная добыча газа при разных количествах стволов5.2.3 Симметрия боковых стволовНа рисунке 5.15 приведены два варианта симметрии боковых стволов перистойскважины.Параллельныебоковыестволымогутбытьрасположенына146противоположных сторонах от оси на одинаковом расстоянии друг от друга (смотретьвариант 1 рисунка 5.15) или могут быть смещены друг относительно друга вдольдиагонального ствола (вариант 2).Рисунок 5.15 Два варианта симметрии боковых стволовРезультаты расчетов представлены на рисунке 5.16.
Из рисунка видно, что дебитскважины и накопленная добыча газа по вариантам разной симметрии боковыхстволов мало отличаются. При размещении боковых стволов зеркального отражениядруг друга на противоположных сторонах диагонального ствола накопленная добычагаза увеличивается на 2,3 % по сравнению с вариантом смещенного размещения.Рисунок 5.16 Результаты моделирования по вариантам разной симметрии боковыхстволов5.3Оценкаэффективности147применения горизонтальных скважиндляисследуемого участка QDС целью исследования эффективности применения горизонтальных скважин вэтой работе рассмотрены разные варианты закачивания скважин при одновременномвскрытии обоих метаноносных угольных пластов S и SW. При моделированииразработки участка QD с применением горизонтальных скважин используютсяустановленные выше параметры.
С учетом разной удельной площади дренированияодной скважины при разном варианте заканчивания заданы разные количества ячеекв модели. В этой работе применяется прямоугольная сетка скважин, в которойразмещены девять скважин. Восемь скважин размещают равномерно по периметру, аодну (объект исследования) - в центре модели. Параметры, заложенные в трехмерныегидродинамические модели, приведены в таблице 5.1.Таблица 5.1 - Параметры, принятые при моделированииНомервариантаВариант 1(базовый)Вариант 2Вариант 3Вариант 4Вариант 5ВСпособыПлощадьФондСрокзаканчиваниидренирования добывающих скв.
разработкиВерт. скв. безкавернообразования0,81 км29 шт.15 лети без ГРПВерт. скв. с0,81 км29 шт.15 леткавитациейВерт. скв. с1,10 км29 шт.15 летприменением ГРПU-образная4,05 км29 шт.12 летскважинаПеристая скважина9,00 км29 шт.10 летбазовомсценариирассматриваются9вертикальныхскважинбезкавернообразования и без ГРП за 15-ти летний период разработки с групповымвводом всех скважин в начале эксплуатации.
Результаты расчетов по представленныммоделям приведены на рисунках 5.17 - 5.21. Важно отметить, что площадидренирования во всех расчетах переведены в 1 км2.На рисунке 5.17 приведены кривые зависимости дебитов газа от времени поразнымвариантамгоризонтальныхзаканчиванияскважинскважин.значительноМаксимальныебольше,чемудебиты по газудругихвариантов.148Максимальный дебит перистой скважины составляет 7,44*104 м3/сут, и увеличиваетсяна 366,6%, 195,1% 86,6% и 37,7% по сравнению с вариантами, в которыхиспользуются вертикальные скважины без кавернообразования и без ГРП, скавитацией, с применением технологии ГРП и U-образная скважина, соответственно.Рисунок 5.17 Дебиты газа при различных вариантах заканчивания скважинДовольно необычной особенностью применения перистой скважины являетсябыстрое начало добычи газа.
При этом существенно сокращается время откачкипластовой воды до начала добычи газа, которая может занять длительное время придругих вариантах. Кроме того, максимальные дебиты в вариантах горизонтальныхскважин наступают уже в первом году разработки, и намного быстрее, чем в другихвариантах, особенно по сравнению с вариантами 1 (без кавернообразования и без ГРП)и 2 (с кавитацией). Это означает, что за короткий период с начала производства можнодобыть большой объем газа, что позволяет сократить срок окупаемости проектадобычи МУП.Несмотря на то, что дебиты газа при применении горизонтальных скважин вначальный период разработки поднимаются быстро, они также быстро падают последостижения максимального дебита.
При этом через примерно 7-10 лет разработкидебиты газа уже ниже, чем при всех других вариантах. Как видно из рисунка, что149дебиты газа во всех моделях в конце своего периода разработки примерно одинаковы.Это также подтверждает рациональность выбора 10- и 12-летнего периода разработкидля вариантов перистой и U-образной скважины.На рисунках 5.18 и 5.19 показаны дебиты воды и динамика изменения пластовогодавления по разным вариантам заканчивания скважин. Как уже было упомянуто ранее,дренажная схема горизонтальной скважины способствует быстрому удалениюпластовой воды. Из рисунка 5.18 видно, что дебиты горизонтальных скважин по водесамые большие. Чем быстрее идет процесс обезвоживания, тем быстрее снижаетсяпластовое давление (смотреть рисунок 5.19) и начинается добыча газа. Пластовоедавление при применении перистой скважины имеет наименьшее значение в концепериода разработки.На рисунке 5.20 изброжены распределения газонасыщенности в системекливажей (через 1 год после начала разработки) по разным вариантам заканчиванияскважин.Рисунок 5.18 Дебиты воды при различных вариантах заканчивания скважин150Рисунок 5.19 Изменение пластового давления при различных вариантахзаканчивания скважинРисунок 5.20 Распределение газонасыщенности в системе кливажей при различныхвариантах заканчивания скважин (через 1 год после начала разработки)Газонасыщенность в системе кливажей существенно увеличивается по всемпластам и начинается десорбция метана в крупном масштабе только в вариантах 4151(средняя газонасыщенность в системе кливажей – 48,2%) и 5, особенно приприменении перистой скважины (средняя газонасыщенность в системе кливажей –53,8%).
Это обусловлено увеличением площади контакта горизонтальных стволовскважины с продуктивными пластами и быстрым обезвоживанием. При применениитехнологииГРП(вариант3)такжепроисходитзначительноеповышениегазонасыщенности в зонах вокруг трещин ГРП и в небольшой периферийной зоневокруг трещин. В варианте 1 (без кавернообразования и без ГРП) заметноеповышение газонасыщенности в системе кливажей не наблюдается.Кроме того, на рисунке 5.20 можно наблюдать влияние наклона пласта нараспределениегазонасыщенностивсистемекливажей.Повышениегазонасыщенности в верхней части наклонного пласта намного заметнее, чем внижней части пласта.
В верхней части пласта воздействие силы тяжести способствуетдвижению пластовой воды вниз по наклону пласта к забою скважины. В случаебольшого угла наклона пласта пластовая вода может накапливаться в нижней частипласта, что негативно влияет на добычу метана.На рисунке 5.21 представлены накопленные показатели по добыче газа и воды поразным вариантам заканчивания скважин. Важно отметить, что при применениигоризонтальных скважин значительно уменьшается фонд добывающих скважин.Накопленная добыча пластовой воды при применении ГРП больше, чем приприменении горизонтальных скважин. Сравнение результатов расчетов по вариантампоказывает высокую эффективность применения горизонтальных скважин нарассматриваемом участке QD.
Применение перистой скважины позволяет увеличитьнакопленную добычу газа на 85,3 %, 32,8 %, 7,5 % и 5,1 % по сравнению с вариантами,в которых используются вертикальные скважины без кавернообразования и без ГРП,скавитацией,сприменениемтехнологии ГРПиU-образнойскважины,соответственно. Кроме того, применение горизонтальных скважин позволяет извлечьбольшое количество метана за короткий срок. Например, накопленная добыча газа запервые три года при применении U-образной и перистой скважин составляет 43,5 %и 53,5 % от общего объема добычи газа за весь срок разработки.
Эти величинынамного больше по сравнению сдругими вариантами.При применении152горизонтальных скважин отмечаются более высокие темпы выработки запасов метана.Рисунок 5.21 Сравнение накопленной добычи газа и воды при различных вариантахзаканчивания скважин5.4Выводы к главеВ этой главе рассматривается применение горизонтальных скважин для добычиМУП на участке QD метаноугольного бассейна Qinshui. Определены оптимальныепараметры U-образной скважины: удельная площадь дренирования скважины, длинагоризонтального участка, расположение вертикальной составляющей, направлениегоризонтальногоучасткаотносительноглавногокливажаирасположениегоризонтального ствола по толщине пласта. Аналогично рассмотрены параметрыперистой скважин: угол между боковыми стволами и главным, число и симметриябоковых стволов. Выполнена предварительная оценка эффективности применениягоризонтальных скважин для добычи МУП на исследуемом участке QD.Для оценки эффективности применения горизонтальных скважин в этой работерассмотрены пять вариантов заканчивания скважины: вертикальные скважины безкавернообразования и без ГРП, с кавитацией, с применением технологии ГРП, Uобразнаяскважинаиперистаяскважина.Врезультатетрехмерногогидродинамического моделирования разработки установлено, что максимальныедебиты U-образной и перистой скважин значительно больше, чем в других вариантах.При применении перистой скважины процесс обезвоживания идет быстро,153газонасыщенность в системе кливажей равномерно существенно увеличивается ужев конце первого года разработки и начинается десорбция метана в крупном масштабе.Несмотря на то, что горизонтальные скважины требуют дополнительныхначальных инвестиций, их применение позволяет существенно увеличить площадьдренирования одной скважины и, соответственно, уменьшить фонд скважин, что вконечном счете может привести к повышению экономической эффективности добычиМУП.
При этом также уменьшаются период разработки месторождений и срококупаемости проекта. В то же время горизонтальные скважины позволяютзначительно увеличить накопленную добычу газа по сравнению с другимивариантами заканчиванияскважин.Крометого,горизонтальныескважиныобеспечивают более высокие темпы выработки запасов метана в начальный периодразработки. Таким образом, горизонтальные скважины показали свою эффективностьдля добычи МУП на участке QD. Полученные результаты позволяют сформулироватьрекомендации по проектированию U-образных и перистых скважин для добычи МУП.154ГЛАВА 6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯДОБЫЧИ МУП НА УЧАСТКЕ QDВыбор способов заканчивания скважин является одной из наиболее важных задачкомплексного проектирования разработки метаноугольных месторождений.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
