Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 [ 84 ] 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

Б. Методика проведения исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации остается в основном той же, что и для нефтяных скважин.

Газовые скважины исследуются с выпуском газа как в атмосферу, так и в газопровод. В первом случае дебит скважины измеряют диафрагменным измерителем критического истечения (прувером), а во втором - дифференциальными манометрами (например, манометрами типа ДП-430). Для измерения давления при исследовании газовых скважин обычно применяют образцовые манометры высокого класса точности. Если из скважины вместе с газом поступают значительные количества жидкости, то для измерения давления на забое используют глубинные манометры.

0,8 -0,6 -0,4 -0,2 О 0,2 0,4 0,6 0,8 с/.йр

Рис. 37. Зависимость z (а Ар) прп различных значениях п.

В частном случае при к (р) = const и зависимости p,*2 от приведенного давления р„р типа [86]

г*2 = а + г; (рр-Рпр), p* = p,/po выражение для функции Л. С. Лейбензона примет вид

I In »rfp -+ о) + arctg

(28.7)

Разложим арктангенс в ряд и ограничимся первым членом разложения, пренебрежем величиной г]; ио сравнению с 4i[)a, а величину о возьмем равной единице. Тогда получим следующее выражение для функции Л. С. Лейбензона:

(Рпр - Рпр) ~*7Zr~rPnp - 2

(28.8)

Для практически встречающихся значений р„р и Т„р ошибка в вычислениях ио формуле (28.8) не превышает ±1,5%. Подставляя функцию (28.7) в формулу (23.2) для стационарного притока к скважине, получим

1(1, tPnp. к --фРпр. к

тг 1 ~г 1и 2 It

р1,р.кЬ-Р„р.к8 + с т-/пр.кП2лkhpfp.29.i

(28.9)

где Рпр. к " Рпр. с - приведенные контурные и забойные давления; Q - расход газа при стандартных условиях (р = 106 ат vl Т = = 293° К); б = рпр с/Рпр. к = Рс/Рк-

Для значений Рпр. к < 6,0 и б > 0,3 (с точностью до 5%) или 6 > 0,7 (с точностью до ±1%) формулу (28.9) можно представить

в виде

1 Рпр. к(1-б) А 2(X*z)ep

(28.10)

Здесь (р* z)k и (p*z)(. - значения произведения p*z при пластовой температуре Т соответственно при пластовом и забойном давлениях.

Расчеты показывают, что при заданной точности порядка ±5% реальные свойства газа необходимо учитывать при пластовых давлениях выше 120-140 атга и б = Рс/Рк > 0;9.

0,01 а

0,008

0,006 V "----о

О 100 200 300 too 500 Ц.тысмУсутки

Рнс. 38. Сравнение расчетов по формулам (28.10) (кривая 1) п (28.11) (кривая ).

В настоящее время для обработки пндикаторных линий используют стеду-ющую формулу, справедливую для идеального газа:

= (28.11)

2li?.

Для сопоставления формул (28.10) и (28.11) рассмотрим следующий пример. Исходные данные: Л = 20 сутки/тыс. м; рк = 240 ат, рпр к = "iiSi Inxj - = 1,6, Л/рр = 0,008.

Задаваясь дебитом скважины от 50 до 600 тыс. м/сутки, рассчитаем индикаторную линию по формулам (28.10) и (28.11). Результаты расчета представлены, в виде графиков на рис. 38, из которых видно, что формула (28.11) искажает индикаторную лпнпю, приводя к занижению коэффициента А. Отметим также,

что при обработке индикаторной линии в координатах " 2ii*Q

чальный участок прямой искривляется вверх. Индикаторная кривая имеет такой вид обычно, если на забое скважины находится жидкость [104].

Дифференцпа.льное уравнение установившейся фильтрации реального газа ири учете инерционных потерь, но при к{р)/к{р(,) = = 1,0 записывается в виде

2 IPnp) 2лА-/гр2р . 293 "p r 4n2/j2/p2p . 3932 2

(28.12)

где / - так называемый коэффициент макрошероховатости [li i. Запишем формулу (28.10) в следующем виде:

2 (р*-)ср

dp.p i

пр. к

Рпр dp,

Р*(Рпр)МРпр)

= AQ.

пр, с пр. с

Тогда, интегрируя уравненпе (28.12), считая гц* постоянным для данного установившегося режима, получим

РатРатУ<? / 1 l

/1Л2Л2гр2 . 2932 V йс ~ Лк /

Мср" Рср

(28.13)

где коэффициент А определяется формулой (28.10).

Полученную формулу (28.13) можно использовать для определения коэффициентов а я Ь, представив ее в виде

Pl-Pt

ср"ср

(28.14)

а = In

nkh 293

г, РатРатУ ( 1 L\

2л2/г2г.2932 Дс Лк/"

Результаты обработки данных испытаний скважины методом установившихся отборов по формуле (28.14) и по формуле для идеального газа, преобразованной к аналогичному виду (вместо pjp стоит pJ, причем zp = l), приведены в табл. 28.

Таблица 28

Подчеркнем, что при обработке по формуле для идеального газа получаем заниженные значения коэффициентов а и Ь: коэффициент а = 57 вместо 64, т. е. занпженпе на 11%, коэффициент b = 0,12 вместо 0,21, т. е. занижение на 43% .

1 В случае несовершенных скважин в коэффициенты А п В войдут еще дополнительные сопротпвленпя па несовершенство скважин.