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

о 11

Рис. 47. Карта равных значений Рис. 48. Карта равных значений эффек-параметра проводимости месторож- тивной мощности пласта месторожде-дения Б ния Б:

1 - номер скважины и величина эффективной мощности; 2 - изолинии эффективной мощности; 3 - внешний контур газоносности; 4 - внутренний контур газоносности

Рис. 49. Характер изменения дебитов скважин месторождения Б

8 г,годы

в разностной форме это уравнение записывается в виде:

I 3

В табл. 13 приведены зависимости изменения во времени средних пластовых давлений для месторождения Б, вычисленных по формулам (58) и (60), и разница между ними в процентах. Из сравнения видно, что с течением времени происходит накопление погрешностей по времени при численном решении задачи. К моменту, когда из пласта отобрано 51% запасов газа, относительная погрешность в величинах средних пластовых давлений достигает 5%. При решении той же задачи с уменьшенным в два раза временным шагом погрешность снижается до 2,1%. Более точные результаты получаются при использовании метода А. А. Самарского (табл. 14). Соответствующие значения давлений на забоях эксплуатационных скважин приведены в табл. 15.

Таблица 14 Сопоставление средних пластовых давлений, вычисленных по уравнению материального баланса (ра. б) и по полю давлений при расчетах на ЭВМ (Рдвм)

Годы разработки

Рм. б, кгс/см*

РЭВМ. кгс/см»

Ри. б-РЭВМ

Рм.б

100%

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0

273,86 265,24 256,62 247,99 240,11 232,22 224,34 216,45 209,29 202,12 194,95 187,79 181,33 174,88 168,43 161,98 156,25 150,51 144,78 139,04

273,87 265,24 256,62 247,99 240,12 232,24 224,30 216,48 209,33 202,16 195,03 187,87 181,45 175,03 168,01 162,19 156,49 150,78 145,08 139,38

0,002 0,002 0,001 О

0,004

0,006

0,009

0,01

0,02

0,01

0,03

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,15

0,17

0,20

0,24

На рис. 50 и 51 приведены карты изобар, построенные по всей совокупности узловых точек, соответственно на конец 4-го и 10-го годов разработки месторождения Б. На рис. 52 и 53 приведены профили давления вдоль оси i соответственно при i 1 ж j = 14, полученные на конец 10-го года разработки месторождения J5. На характер профилей давления оказывают влияние интерференция скважин и неоднородность пласта по коллекторским свойствам.

Рис. 50. Расчетная карта изобар месторождения Б после четырех лет разработки

Рис. 51. Расчетная карта изобар месторождения Б после 10 лет разработки