|
|
|
|
Главная Переработка нефти и газа Приведение уравнения (45) к виду (36) дает следующие выражения для нро-гоночных коэффициентов: 2~Di,, (46) E4 + pti-i-2pfl + Pl!,+i- iq In Ад Дс.ф k+ - <S) 2 (47) Таким образом, если в точке (i, j) находится скважина, то нестандартным путем вычисляются лишь коэффициенты Д/+1,/и fij+i,/. В остальном порядок расчетов не изменяется. Итерационный процесс на временнбм слое + "2" продолжается до выполнения неравенства (33). Решение системы (19) при соответствующих граничных условиях находится аналогичным образом. Различие состоит лишь в написании расчетных формул, которые для {к + 1)-го момента времени имеют следующий вид: <S) , (S+1) (S) h+l (S+1) h+l (S) (S+l)„ft+l (S) h+1 (s) k+1 (s) k+1 (s) 2v,-, / (Ax)2 (S) h+1 (S) ft+1 i, Pi.i P dz 2 dp (48) (49) (s>ft+i ft+J- b + i. 2 ,2 2vi,/(Ax)2 •i + i, i + j--(S) fe+1 (S) -Щ-\к+1 z dpji,j *T "T "T 2 <s+l)„A+l (s+l),ft+l , , JL :s)ft+i <s)h+i I • X (50) (51) (52) (53) Dt.iU 1,1=0; (S+1) h+l ;„ (54) (55) 159 Для особой узловой точки (i, j) fe+4- 49 In (s) h+1 (57) По вычисленным давлениям на стенках фиктивных скважин определяются давления на забоях реальных скважин с использованием уравнений притока газа к каждой скважине. Данный численный алгоритм апробирован при расчете неустановившейся фильтрации газа к батарее скважин. Задача рассчитана Н. X. Гарифуллиной на ЭВМ М-20 как двумерная. Результаты решения сопоставлены с данными, получаемыми по практически точному методу Б. Б. Лапука, Л. А. Владимирова. При этом для величины отбора газа в 12% от начальных запасов расхождения в соответствующих значениях среднего пластового и забойного давлений составляют около одного процента. В качестве примера использования алгоритма приведем данные расчета показателей разработки газового месторождения Б, близкого по своим параметрам к Березанскому месторождению Краснодарского края. Таблица 12 Изменения во времени средних дебитов эксплуатационных скважин месторожде1шя Б Номер скважины 6 8 12 15 45 47 21 2 3 19 1 10 48 52 16 7 9 14 И 5 17 Среднемесячные дебиты скважин, млн. м* 12,60 12,60 25,20 25,20 12,60 I 37,8 18,9 12,6 25,2 12,6 12,6 18,9 37,8 12,6 18,9 15,12 I 25,2 12,60 12,6 12,6 12,6 12,60 12,60 25,20 25,20 12,60 37,8 18,9 12,6 25,2 12,6 12,6 18,9 37,8 12,6 18,9 15,12 25,2 12,6 12,6 12,6 12,6 11,55 11,55 23,10 23,10 11,55 34,65 17,33 11,55 23,10 11,55 11,55 17,33 34,65 11,55 17,33 13,86 23,10 11,55 11,55 11,55 11,55 11,55 11,55 23,10 23,10 11,55 34,65 17,33 11,55 23,1 11,55 11,55 17,33 34,65 11,55 17,33 13,86 23,1 11,55 11,55 11,55 11,55 10,50 10,50 21,0 21,0 10,50 31,5 15,75 10,5 21,0 10,5 10,5 15,75 31,5 10,5 15,75 12,6 21,0 10,5 10,5 10,5 10,5 10,50 10,50 21,0 21,0 10,50 31,5 15,75 10,5 21,0 10,5 10,5 15,75 31,5 10,5 15,75 12,6 21,0 10,5 10,5 10,5 10,5 9,45 9,45 18,9 18,9 9,45 28,35 14,18 9,45 18,9 9,45 9,45 14,18 28,35 9,45 14,18 11,34 18,9 9,45 9,45 9,45 9,45 9,45 9,45 18,9 18,9 9,45 ! 28,35 14,18 9,45 18,9 9,45 9,45 14,18 28,35 9,45 14,18 11,34 18,9 9,45 9,45 9,45 9,45 8,40 8,40 16,8 16,8 8,4 25,2 12,6 8,4 16,8 8,4 8,4 12,6 25,2 8,4 12,6 10,08 16,8 8,4 8,4 8,4 8,4 8,40 8,40 16,8 16,8 8,4 25,2 12,6 8,4 16,8 8,4 8,4 12,6 25,2 8,4 12,6 10,08 16,8 8,4 8,4 8,4 8,4 Карты равных значений kh и h для месторождения Б представлены на рис. 47 и 48. Начальное пластовое давление равно 282,4 кгс/см*, начальные запасы газа 76,2 • Юм», га = 0,1 = const, ц - 0,2 спз, г = 1, а = 1, Лс = 0,1 и. Скважины были приняты совершенными по степени и характеру вскрытия. Характер изменения дебитов принят одинаковый для всех скважин (рис. 49), а числовые значения приведены в табл. 12. Для оценки точности расчетов сопоставлялись величины средневзвешенных по объему порового пространства пластовых давлений, вычисленных по уравнению материального баланса и по найденному полю давлений в соответствующие Таблица 13 Сопоставление средних пластовых давлений, вычисленных по уравнению материального баланса (л,, б) и по полю давлений при расчетах на ЭВМ (Рэвм) с использованием метода Дугласа
моменты времени. По уравнению материального баланса среднее пластовое давление п t 21. р=о о (О dt. (58) Здесь п - число скважин; - дебит Р-й скважины, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре. Средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление определяется также уравнением - [ p(t)adQ. (59) Р(0 = 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 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
 |
 |
