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

Полученной зависимости = С) соответствует завышенная зависимость изменения среднего пластового давления р* = р* (t), представленная во второй строке таблицы и в виде линии 2 на рис. 57. Полученная зависимость не может использоваться в расчетах второго приближения. Поэтому в расчетах второго приближения использована произвольным образом заданная зависимость 3 (см. рис. 57 и третью строку табл. 16). Величины перепадов давлений, полученных при аппроксимации зависимости 3 ступенчатой зависимостью, даются в предпоследней строке таблицы. По данным расчетов во втором приближении получена зависимость 4 на рис. 57. Из рис. 57 нетрудно заметить, что до середины одиннадцатого года разработки зависимость 3 была завышенной, а затем заниженной по отношению к искомой. По результатам расчетов третьего приближе-

ния искомая зависимость определена с использованием соотношения р = X

Х{р* + р), она приведена в последней строке таблицы и в виде линии S на рис. 57.

Таблица 16

Некоторые результаты расчетов среднего пластового давления в за.тежи на разные моменты времени при водонапорном режиме, полученные методом последовательных приближений

Показатели

На конец года разработки

в, 10» мз р+, кгс/см р", кгс/см Др, кгс/см* р, кгс/см*

Продолжение табл. 16

Показатели

На конец года разработки

(?в, 10«мЗ р+, кгс/см* р, кгс/см* Др, кгс/см*

р, кгс/см*

Таким образом, решение рассматриваемой задачи получено в результате трех последовательных приближений. Изменим теперь условия задачи, приняв к = 0,02 Д. Тогда х = 2540 см*/с. На рис. 58 дается пример аппроксимации зависимости р = р (t), соответствующей газовому режиму. Точки на рисунке характеризуют завышенную зависимость р* = р* (t). Отсюда следует, что если провести расчеты для второго приближения, то зависимость р = р (t) еще меньше будет отличаться от зависимости р = р («) для случая газового режима. Даже рассмотрение завышенных значений количеств воды, которые поступят в залежь, показывает, что месторождение будет разрабатываться в условиях практически газового режима. Поэтому расчеты во втором приближении здесь

Рпс. 57. Последовательные приближения при расчете поступления подошвенной воды в месторождение А

I 2 3 I 5 6 т 8 9 10 1> 12 13 III t,!odb

0,10р,кгс/см 1100 - 300

900 h 260 h

700 h

500 300 WO

Рис. 58. Результаты расчетов по продвижению воды в месторождение А при ухудшенной проницаемости пласта в водоносной зоне

проводить уже излишне. Прогнозные показатели разработки могут быть приняты согласно расчетам для условий газового режима.

Что касается предыдущей задачи, то там проявление водонапорного режима весьма ощутимо. Так, на конец 15-го года разработки в результате поступления воды в залежь среднее пластовое давление почти на 90 кгс/см* выше значения, которое было бы получено, если исходить в расчетах из условий газового режима. Это, естественно, повлияло бы на все технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

Отметим, что изложенный метод последовательных приближений применим и при проведении расчетов на электрических моделях для нахождения изменений пластового давления в группе месторождений природных газов, приуроченных к единому водоносному бассейну (см. гл. VIII, § 2).

Нередки случаи, когда запас упругой энергии в водоносном пласте непосредственно под газовой залежью оказывается значительным и необходимо учитывать «донный» приток воды. С учетом донного притока уравнение (И) записывается в виде [21]:

(О = [PoQ Дл (fo - fo,) +

+ Ap2Q(i0-i02) + . . .] + йпаР*[Рн-р(0]. (17)

Здесь Qn в - геометрический объем водонасыщенной подошвенной зоны пласта (в пределах контура газоносности); р* - коэффициент упругоемкости водоносного пласта.

При написании данной формулы принято предположение, что поступление подошвенной воды (непосредственно из-под залежи) определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. Из формулы (17) нетрудно понять особенности газогидродинамических расчетов при ее использовании (см. также [21]).

§ 3. Методика расчета продвижения воды с учетом противодавления поступающей в залежь воды

Приведем методику расчетов продвижения воды в газовую залежь применительно к задаче, сформулированной в предыдущем параграфе. Отличие будет состоять в пренебрежении реальными свойствами газа и учете противодавления поступающей в залежь воды. В такой постановке задача впервые рассмотрена И. А. Чарным и решена методом последовательной смены стационарных состояний. Здесь же применим к решению подход, близкий к рассмотренному П. К. Страдымовым и В. Н. Смирновым. Применение формул теории упругого режима обеспечивает большую точность по сравнению с методом последовательной смены стационарных состояний.

В рассматриваемой методике используется решение задачи относительно притока жидкости к укрупненной скважине, пущенной