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

Аналогичным образом можно было бы показать, что известные формулы для определения дебитов и давлени!! одновременно работающих рядов скважин в круговой залежи [29] также видоизменяются подстановкой величины и = ехр [-а (р - р)] < вместо р и величины Gp~ вместо объемного дебита Q.

Для примера был рассчитан суммарный дебит трех одновременно работающих рядов скважин в полосообразной залежи G = Gj + ~Ь <?з для разных значений параметра а при разных значениях забойного давления рс- Значения параметра а принимались в практических пределах (а = 0; 0,001; 0,006; 0,02; 0,05; 0,08). Данные для расчета: Рл = Ро = 15 ат, Pi = Рг = Рз = Ро о = 0>5 д\ А = 10 м; Г(, = 0,01 м; р = 3 спз; р„ = 0,87 г/си; D = 5000 м. Остальные данные указаны на рис. 44. Результаты расчетов по формулам (29.2) сведены в табл. 31.

Таблица 31

Случай прн а = о соответствует общепринятой сейчас методике проектирования. Суммарные дебиты при а = о условно обозначим Gq, а суммарные дебиты при а, ф О обозначим G. Отношение GJG показывает, во сколько раз можно ошибиться в определении дебитов по общепринятой методике проектирования без учета упругих свойств породы и жидкости. Из данных табл. 31 видно, что эта ошибка может быть значительной особенно при больших перепадах давлений и значений параметра а.

Рассмотрим расчет процесса нагнетания воды в пласт. Известно, что количество закачиваемой воды Q должно быть равно сумме дебита скважин Qi и количества воды, уходящей за пределы залежи <?2. т. е.

<? = 1+2. (29.3)

Величину Qi определим из решения системы уравнений (29.2), а Qi - по формуле работы [29].

Среднюю приемистость одной нагнетательной скважины рассчитаем по формуле

2nkoPoh ехр [ -СС (ро-Рл) ] - еР [ - « (Ро ~ Рс) ]

а In (а/ягс)

(29.4)

а - по-

здесь Р(, - давление на забое нагнетательной скважины; ловина расстояния между нагнетательными скважинами.

Здесь возможны следующие варианты забойного давления и давления на линии нагнетания относительно начального давления

в пласте: Рс > Рл > Рс Рс > Рл = Ро. Рс>Ро>Рл. Рс = Ро > >Рл. РоРс >Рл-

Суммарная закачка воды на линии нагнетания составит

П~пМ 2nkoPoh ехр[-а(ро-Рл)] -ехр[-сс(Ро-рс)] L /оп Q-qJ\, (J----ос1п(0/яге) "25" (•>

Из формулы (29.4) имеем

2п -=4 Л - "оРо fP (Ро-Рл)]-ехр [-сс (рр-Рс)]} (29 6) ягс (?Роа

Путем подбора или графически из формулы (29.5) определим половину расстояния между нагнетательными скважинами а. Далее нри известном а легко определить другие искомые величины согласно работе [112].

Для построения карт изобар необходимо знать пластовое давление в окрестности данной скважины. Для его определения обычно скважину останавливают на время, за которое давление практически восстанавливается. Однако это время может быть длительным и поэтому в настоящее время р определяют расчетными методами.

Решая формулу (23.3) относительно р, имеем

P = Po + i- {"t.iy+-Pt-"(o-Pc)l}. (29.7)

причем Pq, Pf., G можно замерить непосредственно на скважине. Комплекс параметров /соро/р-о и приведенный радиус скважины можно определить но кривым восстановления давления или но индикаторным линиям. Параметр а определяют но индикаторным линиям.

В процессе эксплуатации скважин в результате мероприятий но воздействию на призабойную зону (гидроразрыв, торпедирование ИТ. д.) могут изменяться их приведенные радиусы и параметры а и /орой/р,,). Поэтому их периодически следует определять заново.

2. Использование результатов исследования при расчете работы систем газовых скважин.

Реальные газовые месторождения крайне сложны но своей геометрии, параметрам, конструкции забоя скважин. Все это приводит к тому, что прогнозные расчеты оказываются тем более точными, чем точнее методы расчета и чем больше используется фактический материал о работе скважин. Испытание газовых скважин нри стационарных режимах фильтрации дает связь между пластовыми и забойными давлениями и дебитом скважины, которая учитывает все сложности притока газа к забою скважин. Поэтому представляет интерес использовать эту связь непосредственно для расчета работы системы скважин. Ранее был предложен [105] следующий метод проектирования работы систем скважин.

По уравнению материального баланса определяют среднее давление в залежи, которое считают пластовым давлением для каждой

скважины. Зная пластовое давление и заданный технологический режим и продуктивную характеристику скважины (пз иснытании), можно рассчитать дебит скважины. Этот метод дает хорошие результаты для равномерных сеток скважин.

В последнее время все чаще стали применять системы размещения с центральным расположением скважин. При такой системе размещения скважин на месторождении образуется денрессионная воронка, т. е. считать пластовое давление равным среднему во всех точках пласта нельзя. Для соответствующего расчета ноля давления было использовано уравнение Л. С. Лейбензона [131], в котором предполагалось, что отбор с месторождения происходит не через отдельные стоки, а из каждого элементарного объема пласта.

Нелинейное уравнение можно решить либо путем линеаризации (см. § 25), либо ириближенными методами. В работе [149] был применен метод «осреднения», который при соноставлении с решением на ЭВМ показал высокую точность. Однако использовать полученные формулы для расчета систем скважин оказалось практически невозможно из-за сложности вычисления среднего давления. Поэтому (как и для решения основных модельных задач) было предложено использовать приближенное равенство (25.21). Проверка окончательного метода расчета ноля давления на фактическом материале разработки ряда месторождений [105] показала его полную приемлемость.

Таким образом, расчет работы системы скважин сводится к следующему. По уравнению материального баланса находят среднее давление; но формулам для распределения пластового давления при заданном распределении отборов [105] определяют пластовое давление для каждой скважины; в дальнейшем по результатам испытания скважины для принятого технологического режима рассчитывают дебит скважины.

Для реального газа и деформируемого пласта дифференциальное уравнение для ноля давления при осесимметричной фильтрации имеет вид

1J L к{р)р др

дг [ ц (р) Z (р) дг

где q (г) - отбор газа из элементарного объема, т. е. q (г) = N

{N - отбор с месторождения; Q - объем пласта, принимаемый неизменным).

Уравнение (29.8) можно также решить одним из приближенных методов, в том числе и методом осреднения. При этом решение будет отличаться от решения для идеального газа только тем, что вместо

функции /)V2 будет стоять функция />* = J ppfzp)

Решение уравнения (29.8) относительно функции р для изолированного пласта имеет вид

р*-р*.= [ (9) -г (1)] -Q* [ф (6) -ф (1)], (29 У)