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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

Просуммировав данные уравнения, получим (-1 »-i t-i

В уравнениях (1) и (2) под величинами Ар? (i = 1, 2, . . ., п) понимаются разности квадратов пластового и забойного давлений, соответствующие допустимым дебитам скважин (i = 1, 2, . . ., п).

Уравнение (2) представим следующим образом:

i=i i-i i-i

Уравнение притока газа к «средней» скважине запишем в виде:

Ар2р = Лсрср + срр- (4)

Примем, что Aplp и 5?р равны среднеарифметическим значениям от соответствующих величин, т. е.

Тогда для принятого предположения необходимо установить связь между средними значениями коэффициентов фильтрационных сопротивлений и Вер и коэффициентами фильтрационных сопротивлений по каждой скважине. Для этого подставим соотношения (5)

в уравнение (4). Получим

71 п г~ п •

Сопоставляя уравнения (3) и (6), находим следующие выражения для вычисления средних значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений:

«=1

1-1 J

Если теперь уравнение (4) записать, например, для начального момента времени в виде:

бср (2р„ - бср) = Лсрср + cpSp.

и подставить в него значения и .Вер, вычисленные согласно (7), и значение среднего начального допустимого дебита скважины qp, то получим квадратное уравнение относительно допустимой депрес-

сии. Решая уравнение (8), находим среднюю для месторождения величину допустимой депрессии на пласт.

Прогнозные расчеты на «среднюю» скважину проводятся затем при соблюдении условия б(.р = const.

Отметим, что если расчеты параметров «средней» скважины проводятся по данным исследования скважин на начальный момент времени, то для вычисления бср должна использоваться формула (8). Если расчеты проводятся по данным на некоторый момент времени, то вместо Рн в формуле (8) надо рассматривать текущее среднее пластовое давление (среднее пластовое давление в области дренирования в момент времени t).

Сделаем некоторые дополнения к сказанному.

На газовых месторождениях разведочные скважины, как правило, несовершенны по степени вскрытия. На основе результатов их исследований необходимо получить наиболее достоверную величину продуктивности эксплуатационных скважин.

Если принять допущение о слоистом строении коллекторов, то коэффициенты А и В для каждой скважины могут быть пересчитаны, как это нередко делается, на условие полного вскрытия пласта по следующим формулам

Ласч = -А, Вр,,, = В{к)К (9)

Здесь h - - вскрытая мощность пласта; Адф - эффек-

тивная мощность пласта.

Соотношения (9) определяются структурой коэффициентов А и В [8].

Используя значения Ач и 5расч. а также величины допустимой (достигнутой) депрессии по каждой скважине, по уравнению притока находим дебиты скважин при полном вскрытии пласта.

Однако найденные величины дебитов нельзя использовать для определения параметров средней скважины, так как найденные дебиты соответствуют разным депрессиям на пласт в каждой скважине. Поэтому при определении параметров «средней» скважины «вклад» каждой скважины в характеристики средней скважины будет случайным, субъективным, связанным, например, с достигнутыми значениями депрессий на пласт. Сказанное в наибольшей степени относится к определению средней оптимальной депрессии на пласт и выбору конструкции скважин. Поэтому в последнем случае расчеты проводятся в следующем порядке.

При нахождении оптимальной депрессии на пласт задаемся разными величинами средней депрессии: б, 63, . . ., 6 (тге - число вариантов). С использованием коэффициентов .4расч. -Врасч вычисляются дебиты скважин для депрессий б, 62, . . ., 6. Найденные

Последующее бурение скважин с полным вскрытием разреза часто подтверждает допущение о слоистом строении коллектора (значения коэффициентов А я В для этих скважин близки к ЛрасчИ Ярасч-

величины дебитов используются в формулах (5), (7), а затем в формуле (8). Вычисленные значения дер. -ср. -Вер и бср * применимы для каждого варианта и характеризуют среднюю скважину в этих вариантах. Оптимальная величина бср определяется при последующих технико-экономических расчетах.

§ 4. Определение показателей разработки месторождения при равномерном размещении скважин с учетом реальных свойств газа

Расчет показателей разработки газовых месторождений методом последовательной смены стационарных состояний и с учетом реальных свойств газа, так же как и в слзгчае идеального газа, сводится к совместному решению системы четырех уравнений.

ju.,Gn3 z ,

0.02Ч 0,020 0,0 w 0,012

0,008*- 0,84

Рис. 31. Зависимости коэффициентов сверхсжимаемости газа и динамической вязкости от давления для газа месторождения А

30 60 30 120 150 180 210 2t0 27030(f р, кгс/см

Зависимость изменения во времени среднего пластового давления определяется на основе уравнения материального баланса. Уравнение материального баланса газовой залежи для реального газа записывается в виде (для газового режима):

В этом уравнении две неизвестные величины: р {t) ш z (р). Известно, что коэффициент сверхсжимаемости газа z каждого месторождения зависит от состава газа, пластовой температуры и пластового давления. На рис. 31 приведена зависимость z - z(p) для газа следующего состава (в мольных процентах): СН4 - 94,32, CgHj - 3,9, СзН8-1,17, iC4Hio-0,08, 71С4Н10 - 0,13, 00-0,4.

Для вычисления пластового давления по формуле (1) можно использовать метод итераций (последовательных приближений). При вычислении пластового давления в момент времени t в качестве первого приближения принимается величина коэффициента z в пре-

1 При этом, естественно, наблюдается некоторое различие между 6cpi и Sj, между бсрг и Sj т. д. Эти различия при необходимости можно устранить в итерационном цикле (методом последовательных приближений)..