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

Рис. 48. Результаты обработки серии кривых восстановления давления по скв. 31 в координатах о9°с - 2;

иоооо

30000

20000

10000

11 ЦТ 12

Рнс. 49. Результаты обработки серии кривых восстановления давления по скв. 31 в координатах р1 - Ig t2:

§ 32. МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ О НЕСТАЦИОНАРНОМ ПРИТОКЕ К СКВАЖИНЕ В УСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Во многих случаях нестационарный приток жидкости или гаэа к скважине происходит в условиях, отличающихся от рассмотренной выше идеализированной схемы и существенно осложняющих правильную интерпретацию результатов измерений.

1. Несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия

пласта

По А. Л. Хейну [219] приток упругой жидкости к несовершенной но степени вскрытия пласта скважине, работающей с постоянным дебитом, описывается формулой

Рс = 1п -b-J (р. б) ф„ (р„ б, а)], (32.1> где б = -у--степень вскрытия пласта; - вскрытая мощность;

Как видно из формулы (32.1), фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины, четко разделяется на две части, одна из которых - ф (р,., б) - не зависит от времени и характеризует сопротивление при стационарной фильтрации, вторая - фа (р,., б, а) - зависит от времени. Из приведенных в работе [219] таблиц видно, что величина ф» резко уменьшается со временем.

Для примера рассмотрим следующий случай: б = 0,5; р,. = = 0,009. Для этих условий ф = 2,48. Величина фа/ф<С0,1 для а<;3-10" и фа/ф<0,01 для а<;3-10-*. Если принять, что х = = 103-10* и Щ = 36 см, то f> (6-ь60) сек. При этом следует отметить, что с увеличением степени вскрытия величина фа уменьшается еще быстрее. Таким образом, из решения, представленного формулой (32.1), следует, что через короткий промежуток времени изменение давления будет описываться формулой

Рпл-Рс = 1п-„ + С1 = 1Пд, (32.2;

Я1. пр= Rle-<, С1 = -ф(р<., б), Cl - коэффициент, характеризующий несовершенство скважины.

2. Отличие параметров призабойной зоны от параметров пласта (скин-эффект)

Решение задачи для данного случая подробно проанализировано в работах [16, 240, 243] и др. Изложим здесь основной результат. При самых неблагоприятных условиях влияние призабойной

зоны сказывается лишь для времен, характеризующихся параметром xtlR\ <С 10*. Для данной задачи с высокой точностью подходит метод введения фиктивной укрупненной скважины [240]. Сущность метода состоит в том, что вместо реальной скважины вводится фиктивная укрупненная скважина, радиус которой больше радиуса призабойной зоны. Внутри такой скважины распределение давления соответствует условиям стационарной фильтрации. При этом изменение забойного давления будет описываться формулой

lngS , (32.3)

"с пр

где S - параметр, учитывающий призабо1шую зону скважины, «скин-эффект».

3. Нарушение закона Дарси

Задачу о притоке газа к скважине при двучленном законе сопротивления решали на ЭВМ в работах [126, 150]. Рассмотрим приближенное решение этой задачи, изложенное в работе [150].

Изменение забойного давления скважины во времени для условий, когда i? > 10 /?(,, описывается формулами

г V Rc 2 ) nihHnRc \ RJ

= /?* = j/s f -Ь 0,285 Q- 0,533 Q, (32.5)

где р* = Ра/с/лАр,/; pa - плотность газа при Ра, Taji / - коэффициент макрошероховатости.

Интересно отметить, что при решении этой же задачи методом последовательной смены стационарных состояний формула для R* имеет вид

* = V t + 0>0625 <?- 0,25 Q. (32.6)

Формулу (32.6) запишем в виде

R* = XY8x, (32.7)

=4, Я = )/l +0,0356--0,189--. (32.8)

Как видно из формулы (32.8), при т-оо В табл.36

приведена зависимость коэффициента А, от времени т и параметра

„ = = 0,01 и 20.