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

Интегрирование дифференциального уравнения истощения газовой залежи дает для второго пласта (см. § 4 главы V)

1£1{п {t - At) {t -At) + n (t) q (t)\ = ---. (15)

Из уравнения притока реального газа к скважине из второго пласта имеем

к (t)=VpI 2 it)+2 (A*z)ep 2 tq it)+в. tq\ it).

Подставив выражение для среднего пластового давления в уравнение (15), получаем

l(n{t-At) q it-At) + n{t)q2it)) iStzMl---J:-X

Xy P? 2 it) + 2 (Ц*2)ср 2 *?2 it) + BZcp 2 tq\ it). (16)

При нахождении из уравнения (16) величины q {t) неизвестные

величины Z [рг (01, (И*2)ср2> срг » момент времени t принимаются равными соответственно давлениям, вычисленным на предыдущем временнбм слое, и затем итерируются (уточняются).

Дальнейшие расчеты аналогичны рассмотренным выше и в предыдущих параграфах.

При условиях, которые отмечались в § 4 главы V, реальные свойства газов практически не влияют на форму записи уравнения притока к скважине. В этих случаях расчеты можно проводить по упрощенным формулам, описанным в § 4 главы V. Тогда уравнение (16) записывается в виде:

. {п (t - At) q,{t-At) + n{t)q2 {t)) = Г/, - -J- X

х/р?2(0 + 2?2(0 + ад(0.

По изложенной методике определены показатели разработки двуплаотовога месторождения С применительно к периодам нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

Изменение во времени отбора газа из рассматриваемого месторождения в периоды нарастающей и постоянной добычи задано таким же, как из месторождения А. Здесь и в некоторых дальнейпшх примерах предполагается, что два пласта дренируются единой сеткой скважин. При этом допустимая депрессия на каждый пласт составляет 38 кгс/см.

Исходные данные, принятые в расчетах, следующие: ра, = Put == = 300 кгс/см; состав газа - как в месторождении Л? a"iQHi = 1,1 • 10»мз. 10«мз;Л,= 1.365.10-.(H£g!)!:£; 5=4,65.10-"

. = 2 • 10- - : Д 3 = 7 • 10-" ("УУ i 6, 38 кгс/см»; Ь-2 38 кгс/см*.

Результаты соответствующих расчетов приведены в табл. 19 и на рис. 64.

Таблица 19

Показатели разработки месторождения С единой сеткой скважин в условиях газового режима

Показатели

Годы разработки

10-й

12-й

Pl, кгс/см2

Р2, КГС/СМ2 Рс. КГС/СМ2

91 (/). ТЫС. мЗ/сут

92 (0. ТЫС. мЗ/сут Одоб! (О. млрд. мЗ

(?Д0б2 (t), млрд. МЗ

(?доб (О, млрд. м»

297,1 297,7 259,7 958 710 3,3 2,4 5,7 10

293,2 294,7 256,7 930 704 8,4 6,3 14,7 16

286.4 288.9 250.9 891 692 14.6 11,1 25,8 20

277,1 280,9 242,9 845, 675 22,6 17.5 40,1 26

266.1 270,3 232,3 798 653,88 32,0 25,2 57,3 33

255.2 260,7 222,2 757 631,93 41.4 33.1 74,5 34

244,8 250,8 212,8 721 610.33 50,7 40,9 91,7 36

235,0 241.3 203,8 690 589,33 60,1 48.9 109 38

225,8 232,4 194,4 662 569,38 69,2 56,8 126 38

217,0 223,8 185,8 636 550,07 78.3 64.7 143 40

280,4 215,4 177.4 611 530,67 87,7 72,8 160,5 43

200,0 207,1 169.1 586 510.17 97,0 80,9 178 44

Продолжение табл. 19

Показатели

13-й 14-й

15-й 16-й

17-й

18-й

19-й

20-й

21-й

22-й

23-й

24-й 25-й

Pl (г), кгс/см2

Р2 (О, КГС/см2

Рс («), кгс/смг

91 (г), тыс. мЗ/сут

92 (О, тыс. мЗ/сут доб1 (О, млрд. мЗ

<?доб2 («), млрд. мЗ

<?доб (О, млрд. мЗ

192.1

199,3

161,3

493,43

106,1

88,9 195

184,4 191,7 153,7 541

475,551 115,1

96,8 212

176,9

184,3

146,3

457,83

124,2

104.8

22.9

169.8 177,2 139.2 499 440,81 132.8 112.5 245.3 48

163.0 170.6 132,6 479 424,66 141.2 119,9 261.1 48

156.6 164.2 126.2 460 409.10 149,2 126,9 276,2 48

150.5 158.2 120.2 443 394.16 156,9 133.8 290.8 48

144,7 152,5 114.5 425 379,81 164.3 140,4 304,8 48

139,2 146.9 108,9 409 365,90 171,4 146.8 318,2 48

133,9 141.7 103.7 393 352.51 178.3 152.9 331.2 48

128,8 136.7

98,7 378 339.55 184,8 158.9 343,7

123,9 131,8

93.8 363 327,11 191,2 164,5 355,7

119,3 127,2 89.2 349 315,01 197.2 170.0 367.3

Согласно исходным данным, первый пласт имеет ббльшие запасы, чем второй пласт. Тем не менее среднее пластовое давление в первом пласте уменьшается быстрее, чем во втором, вследствие своей лучшей продуктивной характеристики. При этом, естественно допустимая депрессия лишь одного из пластов (второго) определяла суммарный дебит скважины и соответственно иные показатели разработки месторождения С.

Когда расстояние между пластами мало и в расчетах можно использовать равенство

то целесообразен следующий порядок расчетов.

/ 2 3 li 5 6 1 S 9 W It 12 13 lit t5 16 П 18 l9 20 2t 22 2321 t/оды

Рис. 64. Изменение во времени показателей разработки месторождения С в условиях газового ренаша (вариант с pai= Рт = 300 кгс/см*)

В начальный момент времени, например для первого пласта при допустимой депрессии 8„ определяются искомые показатели разработки. Если оказывается, что

Рн2 -Рс1>б2,

то расчеты начинаются вновь и теперь уже в качестве базового рассматривается второй пласт. Тогда показатели разработки двупласто-вого месторождения определяют исходя из допустимой депрессии на второй пласт. Рабочая же депрессия на первый пласт будет в этом случае меньше допустимой. Таким образом, в процессе расчета постоянно необходимо устанавливать, какой из пластов в какой момент времени является лимитирующим при вычислении суммарного дебита скважины.

Изложенные алгоритмы пригодны для определения показателей разработки как для случаев, когда p„i = р, так и для случаев, когда р„1 ф Ря2- Однако при неодинаковых пластовых давлениях