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

Тогда, аналогично описанному в § 4 главы VI, определяем приближенные значения Aei (0. Зва (О, <?bi (0. Qb2 (О, Ui (0. (О» Pi(0»Pa(0) 1 С), -Ra (О- Найденные значения коэффициентов сверхсжимаемости газа, j/i (<) и j/ (i), i?i (О и Да (f) используются в расчетах второго приближения. По приближенному значению пластового давления в нервом пласте с использованием уравнения притока газа к скважине и уравнения технологического режима эксплуатации находим значение притока газа из первого пласта:

Далее вычисляем приближенное значение (О, которое считаем равным Pel (t). Следовательно, имеем

Приближенное значение дебита одной средней скважины в момент времени t равняется

? (О = 91(0 + 92 (О, (6)

а потребное число скважин определяется из известного уравнения

"--ff. (7)

Ползченные показатели разработки позволяют уточнить добытые количества газа из первого и второго пластов на момент времени t по следующим формулам:

дое 1 (О = 1 (t - At) + n(t-At),,it-At) + nit)g,(t) д.

2 (О - доб а {t - ДО 4- " - -/) + Д,. (9)

Найденные уточненные величины (3) используются в расчетах второго приближения по формулам (1) и (2). Как обычно, процесс итераций продолжается до совпадения результатов последнего и предпоследнего приближений (по одному из параметров) с погрешностью не более е.

Аналогичные расчеты для других моментов времени позволяют определить все искомые показатели разработки многопластового месторождения. Последовательность расчетов практически не изменяется при учете реальных свойств в уравнениях притока газа к скважине, учете потерь давления при движении газа от забоя первого до забоя второго пластов и т. д.

Расчеты показателей разработки многопластовых месторождений для периода падающей добычи в условиях водонапорного режима можно выполнять по изложенной методике. Различие заключается

Таблица 20

Показатели разработки ыесторождевия С единой сеткой скважин в условиях водонапорного режима

Продолжение табл.20

Е ТОМ, ЧТО не определяется потребное число скважин по уравнению (7). После нахождения зависимости изменения во времени дебита средней скважины (аналогично случаю газового режима) по формуле

Q{t) = n{t)q{t)

определяется зависимость изменения суммарного отбора газа из месторождения в период падающей добычи

Q = Q{t).

В рассматриваемых задачах разнодебитность газовых скважин может учитываться так же, как предлагается в предыдущем параграфе.

В табл. 20 и на рис. 66 приведены основные показатели разработки месторождения С в условиях водонапорного режима. На

12 J 4 5 6 7 8 9 W It 12 13 15 16 П 18 19 20 21 22 232<i t.todH

Рис. 66. Изменение во времени показателей разработки месторождения С в условиях водонапорного режима (вариант с рщ = Рнг - 300 кгс/см*)

рис. 66 через pi обозначено среднее пластовое давление при водонапорном режиме в месторождении А, имеющем одинаковые параметры с первым пластом месторождения С. Существенные различия в зависимостях р, = р, (i) и pi = р{ (f) связаны с разными темпами разработки первого пласта и месторождения А.

Дополнительные по сравнению с приведенными в предыдущем параграфе исходные данные таковы: fe = 1 Д; ftj = 0,7 Д; fcei = = 0,2 Д; /Св2 = 0,15 Д; R, = 12,75 км; R, = 12,58 км; = 15 м; 2 = 14 м; - = 0,18; Рн1 = р„2 = 300 кгс/см*.

На рис. 67 приведены показатели разработки двупластового месторождения С, когда Рн1 = 300 кгс/см*, Рнг = 250 кгс/см*.