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

область применимости изложенных алгоритмов распространяется пока на случаи

Pi{t)-Pc{t)0.

Если в начальный или текущие моменты времени для г-го пласта имеем неравенство вида

Piit)-Pcit)<0,

то это означает, что i-й пласт поглощающий. Тогда для него уравнение притока (оттока) записывается в виде:

PUt)-pHt) = Aiqi{t) + B,qf{t).

После вычисления величины расхода g (t), поглощаемого t-м пластом, расходу q (t) присваивается знак минус. И в дальнейших расчетах (в выражениях (12), (13), а следовательно, ив уравнении

12 3 5 6 7 8 9 to tt 12 13 !< 15 rS 17 18 19 2021 22 23 24 t.BOdbi

Рис. 65. Изменение во времени показателей разработки месторождения С в условиях газового режима (вариант с рн1 = 300 кгс/см*, рнг = 250 кгс/см*)

материального баланса) знак и величина (<) позволяют учесть поглощение газа пластом.

Результаты расчетов на ЭВМ по только что изложенному алгоритму представлены на рис. 65. Показатели разработки определены для месторождения С. Исходные данные отличаются от данных предыдущего примера тем, что давления по пластам принимаются рн1 = 300 кгс/см* и рна = 250 кгс/см* (верхний пласт).

В начальные моменты времени второй пласт поглощал газ. Так, при « = О Рс = Рв1 - = 262 кгс/см* и рн2 - Рс = - 12 кгс/см* < 0. В связи с этим, пока давления в пластах не сравнялись, первый пласт ограничивал суммарный

дебит скважины. В этот период работая депрессия на второй пласт все время возрастала, ято объясняет увеличение притока газа из этого пласта. С момента достижения равенства

Pl {t) = Pi it)

контролирующим показатели разработки стал второй пласт.

Изложенные особенности определения показателей разработки многопластовых месторождений необходимо учитывать и при водонапорном режиме (см. следующий параграф).

В заключение отметим, что предлагавшиеся ранее аналитические и градиентные методы решения системы алгебраических уравнений применительно к многопластовым месторождениям (при нелинейном законе фильтрации газа), видимо, не могут учитывать особенностей изменения показателей разработки, например для случая, представленного на рис. 65.

§ 3. Определение показателей разработки иногопластового месторождения единой сеткой скважин при водонапорном режиме

Предполагаем, что известны все необходимые для расчетов исходные геолого-нромысловые данные. Задан суммарный отбор газа из месторождения во времени Q =,Q {t). Требуется определить основные показатели разработки месторождения.

Для упрощения рассматриваем двупластовое месторождение. Расстояние между пластами таково, что допустимо принятие равенства забойных давлений против верхнего (первого) и нижнего (второго) пластов в каждый момент времени. В расчетной схеме предполагается достаточная равномерность сетки размещения скважин на площади газоносности, т. е. принимается возможность определения величин притоков газа из каждого пласта и притоков воды по соответствующим значениям средних пластовых давлений в отдельных залежах. Тогда, как и ранее, основная задача заключается в определении изменения во времени средних пластовых давлений в первой и второй залежах. Определение других показателей разработки месторождения уже не встречает значительных трудностей.

Каждую залежь аппроксимируем равновеликой укрупненной скважиной. Расчеты будем проводить по шагам. Если решение задачи на некоторый момент времени t - At известно, то, согласно § 4 главы VI, для определения изменения дебита воды, поступающей в каждую укрупненную скважину спустя шаг по времени At, имеем следующие расчетные соотношения:

A?..«)=-a-y-L-; т

Здесь

2пЛв ifei Ях (г

+ ifeg- 2 А (Ьх - Ч 0 + Р.У1 (t) At - 2 Ь ;

X In - LiPb (О - ( рВи. , ),;

= а А1 - ((?в 1 - АО + 1 - АО ДО; foi =. ;

„ П А/ I t*BgA<gB2(<-Af) , Дз, , fa 2 р «. \

• 2Рв 22 (О - {"tf"-ParQ,o6 2 (О) 2 [Р2(0];

2=ajQH 2 - (<?в 2 - AO + дв 2 - AO AO; к = .

При расчетах no формулам (1) и (2) в первом приближении принимаем:

Z [Pi (01 г 1р1 (t - ДО]; Z [р (0] Z (< - ДО];

i?i(0i?i(<-AO; i?2(0«=*2(«-A0; [ (З)

<?доб 1 (О доб 1 (< - АО + и - АО 41 (t - At) At; доб 2 (О <?доб 2 (< - АО + «(< - АО 92 - АО А