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

Еслп р = 0,01 (как это принято у Тека и др.), то из формулы (27.7) получим Ry = 18,4 уЛ. При таком определении Ry не зависит от дебита скважины, а определяется только величиной коэффициента пьезопроводности х.

Многочисленными исследованиями и наблюдениями за разработкой месторожденпй п расчетами установлено, что при работе системы скважин через определенный промежуток времени около каждой скважины образуется своя дренажная область, ограниченная нейтральными, как бы ненроницаемыми линиялп!. При этом радиусом дренажа скважины будет называться радиус цилиндра, эквивалентного но объему дренажной области скважины.

В работе [84] была рассмотрена задача о совместной работе центральной скважины и батареп скважин на границе пласта. Оказалось, что условный радиус влияния скважины, соответствующий заданию б = 0,9999, в точке R = 0,49 (где R = r/Rg, Rq - радпус батареи) встречается с условным радиусом влияния батареи

через промежуток времени t = 0,016 -после чего образуется са-мостоятельная область дренажа скваялшы с радиусом R Размеры этой области через время t = 0,08 - практически становятся неизменными. Стационарный радиус дренажа 7?др

Rlp = Ri (27.8)

(здесь - дебит скважины; Qq - дебит батареи) делит весь иласт на дренажные зоны с объемами, иронорциональными отборам из этих зон.

В реальных условиях батарея, окружающая скважину, находится не на границе пласта, поэтому дебит из зоны дренажа, соседней со скважиной, будет меньше, чем полный дебит батареи. Условно можно считать, что он будет равен половине полного дебита (для более строгого определения этой величины следует привлечь результаты работ [128]), тогда будем пметь

--(та- (27.9)

где 7?б - среднеарифметическое из расстояний до соседних скважин; - суммарный дебит соседних скважин.

Заметим, что 7?др = 0,5 Rq только тогда, когда дебиты скважин одинаковы, а сами скважины расположены по шестиугольной сетке.

Изменение объема дренажа данной скважины во времени можно фиксировать следующим образом. Для каждой скважины строят зависимость p„jz (z - коэффициент сверхсжимаемости) от добытого количества газа. Еслп эта завпсимость прямолинейна, то объем дренажа постоянен, а использование уравнения материального баланса для данной зоны позволяет оценить ее размеры.

при построении решения методом моментных соотношении (см. § 25) весь пласт делят на возмущенную и невозмущенную зоны, граница между которыми непрерывно перемещается. При любом ;!пдании распределения давления в возмущенной зоне связь дебита с перепадом давления (функции Лейбензона) представляется в виде Др = aQ, причем коэффициент а зависит от изменяющегося во времени радиуса возмущенной зоны. Будем называть эту возмущенную зону приведенной областью влияния скважины.

Потери давления в этой области, рассчитанные по стационарным формулам, равны потерям давления при нестационарной фильтрации во всем пласте. Радиус этой зоны называется приведенным радиу-сп.ч влияния скважины Вр, он не зависит от дебита скважины и определяется только пьезопроводностью

BlpsKt. (27.10)

Величина безразмерного коэффициента s зависит от способа задания распределения давления в приведенной области влияния скванлин: при решении нелинейного уравнения фильтрации газа методом линеаризации s = 2,25; по методу «осреднения» [56] - е = = 2,94; по методу А. М. Пирвердяна [180] s = 1,5; по методу моментов [88], когда распределение давления задано в виде многочлена из семи членов, е = 2,05; по методу Э. Б. Чекалюка [230] - е = - 3,14.

В табл. 22 приведена зависимость В„р от времени, рассчитанная по формуле (27.10) при е = 2,25 и х = 1570 см/сек.

Таблица 22

Для сопоставления в этой же таблице показаны значения Ву для дебита 400 тыс. м/сутки, взятые из табл. 21.

Если условный радиус влияния скважины определять как радиус границы, через которую расход составляет 0,01 от дебита скважины, то получаемая при этом формула (27.7) идентична формуле (27.10) при 8 = 18,4. Из формулы (27.10) также получаем, что для е = = R/Kt = 2,25 величина р = Qy/Q = 0,57. Таким образом, в действительности через окружность с радиусом Rp протекает расход газа, равный 0,57 от дебита скважины.

Замеряемая на скважинах индикаторная линия мо/Кет быть описана аналитически при помощи формулы Ар = aQ, причем коэффициент а может зависеть от времени работы на данном режиме. Из практики исследования скванчин известно, что через определенный

промежуток времени, называемый периодом стабилизации, коэффициент а становптся неизменным. В высокопроницаемых пластах период стабилизации относительно мал. В низкопроницаемых пластах он может быть весьма большим, часто гораздо больше времени проведения испытаний скважин; способ расшифровки замеряемых в этих условиях данных приведен в § 28.

Стабилизацию притока к скважине можно интерпретировать как остановку увеличения приведенного радиуса скважины. В работе [300] было установлено, что R„p становится постоянным с того момента времени, когда он достигнет половины расстояния до границ области дренирования или пласта

-пр. уст - 2 "ДР"

(27.11)

Пз формулы (27.11) видно, что на место 7?, надо подставлять не величину 7?jp (как это делается,) а 7?др/2. Впрочем, поправка для дебита будет не слишком существенна, поскольку величина 7? входит под знак логарифма.

Из форл1улы (27.11) можно найти формулу для определения пе-рпода стабилизации (прп е = 2,05)

= 0,122-

(27.12)

Ранее в литературе приводились приближенные формулы для определения времени стабилизации. Так, Кристеа [111] рекомендует формулу = 0>35 7?к/х, тогда как по Чатасу [269] = = 0,25 7?2/х.

В таб.л. 23 приведены значения периодов стабилизации для различных значений у. п 7?, рассчитанные по формуле (27.12)

Таблица 23

Встречаются три основных вида индикаторных линий - прямые, выпуклые и вогнутые ио отношению к оси дебитов, если по

На практпке i?np часто интерпретируется как половина расстояния между скважинами.

2 Завпсимость G-Ap также называют индикаторной линией, индикаторной кривой пли индикаторной диаграммой.