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

в. Ирп обработке индикаторных линий газовых скважин в условиях зависимости свойств газа и проницаемости пласта от давления

будем исходить из формул (23.10) - (23.11) стационарного притока газа к скважине ири нелинейно-упругом режиме фильтрации [20].

Для нахон;денпя величины коэффициента а ио формулам (23.10) и (23,11) из индикаторных зависимостей - рс = f (Q) необходимо вначале определить величину коэффициента продуктивности:

л Л; oft

Цоо In (Дк/Дс)

Как уже отмечалось выше, при определении К ио тангенсу наклона касательной (к кривой зависимости pi - pl = f (Q) при = 0) могут допускаться существенные ошибки (испытания газовых скважин начинают с довольно больших дебитов, начальные участки индикаторных кривых экстраполируются неточно). Обработка же индикаторных кривых по формулам (23.10) и (23.11) методом наименьших квадратов также трудна и связана с большим объемом вычислений. Поэтому воспользуемся методом, аналогичным приведенному в п. А этого параграфа.

Построив ио результатам исследования скважины при стационарных режимах зависимости р*

от Q* (рис. 39), введем функцию z, равную отношению площади иод индикаторной кривой к площади прямоугольника с координатами Q (р*) и р*.

Рпс. 39. Завпспмость pJ = pJpk от безразмерного дебита q*.

(28.15)

При линейных зависимостях упругих свойств пласта и газа от давления площадь под индикаторной кривой и площадь F2 соответствующего прямоугольника будут равны

F, = )• (?* at, dj *, F,=(1 -р*) Q* (Рс).

(28.16)

Если параметры пласта и газа связаны с давлением экспоненциальным законом, результаты исследования удобнее представить в координатах Q* = (f (р - р). Тогда

1= jQU!\)dp,, F2 = (p.-~Po}QUPo)- (28.17)

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Значения z при

0,95

0,90

0,509 0,525 0,546 0,566 0,584 0,603 0,622 0,641 0,660 0,677 0,693

0,517 0,550 0,590 0,628 0,664 0,694 0,725 0,749 0,773 0,793 0,810

0,85

0,526 0,575 0,702 0,684 0,728 0,765 0,795 0,820 0,840 0,858 0,870

0,80

0,75

0,70

0,65

0,535 0,599 0,671 0,731 0,778 0,806 0,833 0,857 0,878 0,892 0,902

0,544 0,627 0,706 0,770 0,815 0,847 0,870 0,889 0,903 0,914 0,920

0,554 0,648 0,737 0,800 0,858 0,872 0,893 0,906 0,919 0,928 0,935

0,564 0,676 0,746 0,826 0,865 0,890 0,ЭД8 0,921 0,930 0,938 0,943

0,60

0,574 0,689 0,788 0,847 0,882 0,907 0,919 0,934 0,939 0,946 0,951

0,55

0,584 0,720 0,808 0,863 0,895 0,916 0,928 0,939 0,946 0,951 0,956

и подстановка в формулу (28.15) после интегрирования дает

аре (арк- 1)-(кРс-2)е"

(арк -1) - (арс -1) е" (<"«] а (Рк - Рс)

(28.18)

Рпс. 40. График зависимости z от безразмерного давления ар.

Таблица 29

Значения z при р*

По формуле (28.18) построены универсальные графики зависимости Z от безразмерного параметра ар в диапазоне всех возможных значений р* (табл. 29, рис. 40). Пользуясь указанными графиками, можно определить величину коэффициента а, зная значения z,

Рс по результатам промысловых исследований скважин ири стационарных режимах фильтрации.

в табл. 30 приведены результаты обработки индикаторных линий скв. 19, 31 Челбасского месторождения, скв. 1, 7, 9, 12, 15 Ленинградского месторождения, скв. 29 Старо-Минского месторождения, скв. И, 15 Каневского месторождения [20].

Таблица 30

примечание. У нсмера скважины индексы означают месторождения; ч - Челбасское; л - Ленинградское, см - Старо-Минское; к-Каневское.

Расчеты показывают, что параметр а для этих месторождений колеблется в пределах 0,1 .10"-21,0.10" ат. Влияние изменений динамического коэффициента вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа на величину коэффициента а при стационарных исследованиях скважин, как это видно из табл. 29, незначительно.