Математична модель процесу мінімізації значень кінцевого пластового тиску в газових покладах з газовим режимом розробки

Abstract

Наведено залежність для визначення кінцевого коефіцієнта газовилучення газового покладу в умовах газового режиму розробки і охарактеризовано методи його підвищення. З використанням рівнянь стаціонарної фільтрації газу в пласті і руху в стовбурі свердловини отримано аналітичну залежність для кінцевого пластового тиску, за величиною якого обчислюється кінцевий коефіцієнт газовилучення. Запропонована залежність враховує вплив на кінцевий пластовий тиск і, відповідно, на кінцевий коефіцієнт газовилучення газового покладу значень устьового тиску і втрат тиску у стовбурі і привибійній зоні свердловини. Обгрунтовано методи мінімізації значень наведених параметрів. З використанням запропонованої залежності оцінено вплив на кінцевий коефіцієнт газовилучення значень устьового тиску, мінімально рентабельного дебіту газу і коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта. Дослідження проводилися для умов покладу горизонту НД-4 Опарського газового родовища, який знаходиться на завершальній стадії розробки при поточному коефіцієнті газовилучення 85,8 %. За результатами досліджень кінцевий коефіцієнт газовилучення істотно збільшується із зменшенням значень коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта А і В до 4-х разів. Подальше зменшення коефіцієнтів А і В мало впливає на коефіцієнт газовилучення. Оброблення привибійної зони пласта з метою зменшення значень коефіцієнтів А і В доцільно проводити на ранніх стадіях розробки покладу в умовах високих дебітів газу. При низьких дебітах газу (в на- шому випадку 0,1-0,5 тис.м3/д) зменшення значень коефіцієнтів А і В майже не впливає на кінцевий коефіцієнт газовилучення. Вплив зниження тиску на усті свердловини на збільшення кінцевого коефіцієнта газовилучення зростає із зменшенням дебіту газу. На завершальній стадії розробки покладу найбільш істотний вплив зниження устьового тиску на коефіцієнт газовилучення спостерігається при низьких дебітах газу. Запропонована математична модель процесу мінімізації значень кінцевого пластового тиску може використовуватись для оцінки впливу природних (геологічних) і технологічних чинників на кінцевий коефіцієнт газовилучення та обґрунтування напрямів його збільшення. Ключові слова: , , ,

The equation for determination of the final gas recovery factor from the gas reservoir under gas drive conditions has been developed and methods for its increasing have been characterized. The analytical equations for the final formation pressure have been obtained by using the equations of steady-state gas filtration in the reservoir and movement in the wellbore. It helps to calculate the final gas recovery factor. The suggested dependence accounts the effect of the values of wellhead pressure and pressure lost in wellbore and bottomhole zone onto the final formation pressure and, as a consequence, onto the final gas recovery from the gas reservoir. The methods for the suggested characteristics minimization have been grounded. The influence of the values of the wellhead pressure, minimal cost-effective gas rate, and filtration resistance factors of the formation bottomhole zone onto the final gas recovery factor has been evaluated with the help of the suggested dependence. The studies have been conducted for the conditions of the LD-4 horizons of the Oparske gas field, which are in the final stage of development under the current gas recovery factor of 85,8%. According to the results, the final gas recovery factor increases essentially up to four times with the decrease of the filtration resistance factor of the A and B formation bottomhole zone. Further decrease of the A and B factors effects gas recovery slightly. It is reasonably to conduct the bottomhole zone treatment for decreasing of the values for the A and B factors on the early stages of reservoir development under high gas rate conditions. The decrease of the A and B factors values hardly effects final gas recovery factor at low gas rates (in our case 0.1-0.5 thousand m3/d). The influence of wellhead pressure decrease onto the final gas recovery factor increases when the gas rate decreases. The most significant influence of the wellhead pressure decrease onto the gas recovery factor is observed at low gas flow rates on the final stage of reservoir development. A suggested mathematical model of final reservoir pressure minimization process can be utilized to assess the influence of natural (geological) and technological factors onto final gas recovery factor and to ground the ways of its increasing.