Научная литература
booksshare.net -> Добавить материал -> Геология -> Вяхирев Р.И. -> "Теория и опыт разработки месторождений природных газов" -> 32

Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.

Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов — М.: Недра, 1999. — 416 c.
Скачать (прямая ссылка): teoriyaiopitrazmestprirodgaz1999.pdf
Предыдущая << 1 .. 26 27 28 29 30 31 < 32 > 33 34 35 36 37 38 .. 136 >> Следующая

2.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ СКВАЖИН
В практике разработки газовых месторождений широко используется опытная и опытно-промышленная эксплуатация месторождений. Одной из основных задач при этом является оценка запасов газа по методу падения давления, в основе
91
которого, как известно, лежит уравнение материального баланса. Этот метод в ряде случаев пока оказывается единственным методом, способным дать объективную оценку запасов газа. Однако использование этого метода сопряжено с известными трудностями, заключающимися в необходимости определения давления, средневзвешенного по объему порового пространства. Этот недостаток проявляется особенно при малом числе скважин, т.е. как раз в период опытной и опытно-промышленной эксплуатации. В этом случае на месторождении образуются значительные зоны, в которых нет скважин и, следовательно, неизвестно пластовое давление. Кроме того, встречаются месторождения с настолько сложным строением, что даже при большом числе эксплуатационных скважин очень трудно взвешивать давление по объему.
Приведем результаты практического использования данных эксплуатации скважин (изменение пластовых или забойных давлений, а также дебитов) для определения запасов газа как однопластовых, так и многопластовых газовых месторождений, резко неоднородных по фильтрационным параметрам и различных по форме [ 11 ].
Рассмотрены: различные режимы работ единичных и совместно работающих скважин при последовательных остановках и включениях скважин, а также изменяющихся во времени дебитах; изменение зон дренажа в процессе эксплуатации однопластовых и многопластовых месторождений; связь между дебитами скважин и объемами зон дренирования. Сопоставлены результаты подсчетов запасов кругового однородного пласта, эксплуатируемого центральной скважиной при линейном и нелинейном законах фильтрации газа в пористой среде.
Процесс неустановившейся фильтрации идеального газа в недеформируемой пористой среде с учетом линеаризации Лейбензона описывается уравнением [12]
JL+k J + _д_+k др2 J + _д_+k др2 0 = m Зр_ (2 83)
дх I [I дх J ду I [I ду J dz I [I dz / р dt
где k -k (х, у, z) — проводимость пласта; р — средневзве-
[[
шенное по объему пласта давление; k = k(x, у, z) — проницаемость; [і = const — вязкость газа; m = m(x, у, z) — пористость; р = р( х, у, z) — давление; t — продолжительность фильтрационных процессов.
Объем порового пространства
92
Q
2Qp dt
Sp2
Поскольку запасы газа Узап = р JQ, где р н — начальное
пластовое давление, то
зап
dp2
Учитывая то, что запасы газа оцениваются при отборах, как правило не превышающих 5—10 % Узап, можно с некоторым приближением считать, что рн = p. Тогда
V = 2p22 Qdt. (2.84)
зап dp2 1 '
Приближенно учитывается изменение pi при использовании формулы
2
V = 2p
зап
^(2.85)
dp2 I Vзап / 1 '
На основе изложенного идея метода определения запасов газа может быть сформулирована следующим образом. По данным наблюдения и измерения скорости падения давления на забоях скважин запасы газа месторождений можно оценить по формуле (2.85).
В работе [13] было получено приближенное решение задачи о работе газовой скважины, расположенной в центре однородного кругового изолированного пласта.
Изменение забойного давления во времени описывается следующими формулами.
Для периода времени, когда t < t0 (первая фаза), при Q <
pH - Pз2(t) = crQ(t) + ?Q(t)cp(t); (2.86)
при Q >
pH - p2(t) = aQ(t) + bQ(t)Q(t) + ?Q(t)p(t) - bQкрQ(t), (2.87)
где р н, рз — начальное и забойное давления; Q(t) — дебит скважин в момент времени t;
о і 2,05к
a = ? !g^^;
R
с пр
(2.88)
1 15 і^ат^п
пkhTcт
?
93
pp(t) = lg-?-; QA = $Q{t)dt; к = ^0; Rc Q(t) о m
Q(t)-
Q(t)- QK>
Q(t)
QKp
где рат = 0,1013 МПа; Гст = 293 К; Гпл — пластовая температура; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при р = рпл и Г = Гпл; Rс — радиус скважины; с — коэффициент, характеризующий качество вскрытия пласта; b — коэффициент в трехчленной формуле стационарного притока газа, характеризующий отклонение от закона Дарси. Для случая b = 0; с = 0 и Q = const
2,05Kt
Ро2 - p32(t) = ?Qlg-
(2.89)
Для периода времени t > t0 (вторая фаза) изменение забойного давления описывается формулами: при Q <
Р02 - p32(t) = aQ(t) + 5Qд
при Q > Qкp
oQ2;
p2 - p l{t) = aQ(t)+bQ(t)Q (t)+5Qд - OQ2 - bQQ(t),
(2.90) (2.91)
где
?
ln
Rпp
1,15 Rс пр Rпp = 0,223Rк; O = р02/^зап;
(2.92) (2.93)
O1 = 2 р2/Уз
2;
зап
Узап — запасы газа в пласте.
Для случая Q = const формула (2.90) принимает вид
-,2/~1т-,2/~12
Р02
-рз2(0 = aQ+- EnS-t2
Узап Узап
Параметр, входящий в коэффициент a, R111, = 0,5R1,. Из формулы (2.94)
dt
2рн Q
Узап
1 - Qt
Узап
(2.94)
(2.95)
a
94
Обычно на практике при определении запасов газа по падению давления параметр
-1L -1?! < 0,1.
V V
4 зап зап
Тогда с достаточной степенью точности можно записать
dt
2рн Q
V-ап "
(2.96)
При этом в качестве первого приближения используется уравнение (2.96), затем проводится уточнение по формуле
Предыдущая << 1 .. 26 27 28 29 30 31 < 32 > 33 34 35 36 37 38 .. 136 >> Следующая

Реклама

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed

Есть, чем поделиться? Отправьте
материал
нам
Авторские права © 2009 BooksShare.
Все права защищены.
Rambler's Top100

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed